Universidade de Trás-os-Montes e Alto Douro
Mestrado em Engenharia Mecânica
Prospectiva dos mercados de energia
Bruno Meneses
Dissertação apresentada à Universidade de Trás-os-Montes e Alto Douro para
obtenção do grau de Mestre em Engenharia Mecânica, realizada sob a orientação
científica do Professor Amadeu Borges e Co-orientação científica do Professor Nuno
Moreira, ambos do Departamento de Engenharias da Escola de Ciências e Tecnologia
da Universidade de Trás-os-Montes e Alto Douro.
Vila Real, 2009
Aos meus pais e à minha namorada,
sem eles a minha vida não seria tão fácil.
ii
Agradecimentos
Desejo expressar os meus agradecimentos a todas as pessoas que possibilitaram
a realização deste trabalho, especialmente ao Professor Amadeu Borges, que orientou o
meu projecto, e pelo professor que sempre foi. Ao professor Nuno Moreira, coorientador, agradeço a disponibilidade e a atenção.
Ao professor de matemática Pedro Barroso Magalhães, a trabalhar no Instituto
de Gestão de Fundos da Capitalização da Segurança Social (IGFCSS), pela sua preciosa
ajuda na realização das previsões de preços.
Expresso, também, os meus agradecimentos a todos os docentes da divisão de
Engenharia Mecânica da Universidade de Trás-os-Montes e Alto Douro pelos diversos
apoios.
iii
Resumo
A qualidade de vida da sociedade portuguesa tem vindo a aumentar e, deste
modo, as despesas energéticas dos cidadãos e do estado também aumentam. Este
panorama associado à crise sócio económica coloca Portugal, bem como os países
afectados pela mesma, numa situação delicada.
No presente estudo pretende antever-se os impactos económicos no sector
energético. Desta forma, analisou-se o enquadramento energético nacional quanto ao
seu consumo de energia primária em relação aos sectores de actividade. Após a
verificação da dependência do petróleo nos sectores de actividade, examinou-se o
sector dos transportes uma vez que este se apresenta como o sector mais dependente
desta energia primária.
Portugal tem apostado nas fontes de energia renovável de modo a diminuir a
dependência das energias derivadas do petróleo. Assim, estudou-se também a
influência da produção a partir de fontes de energia renovável no mercado nacional de
energia e a sua sustentabilidade energética.
De modo a colmatar a análise de prospectivas dos mercados energéticos,
efectuaram-se as tendências do custo da electricidade e do petróleo para estimar a sua
evolução. Para esse efeito utilizou-se um modelo de previsão denominado autoregressivo de segunda ordem. As tendências obtidas revelaram um aumento genérico
em todas as tarifas da energia eléctrica e no petróleo. É de realçar o aumento de 96%
da energia eléctrica na tarifa simples da baixa tensão normal entre 2009 e 2015. Em
relação ao petróleo poderá ocorrer um aumento de 91% no custo de aquisição entre
2009 e 2011.
iv
Abstract
The Portuguese society quality of life has increased and thus the citizens and
state energy expenditure also increases. This picture associated with socio-economic
crisis puts Portugal as well as those affected by it, in a delicate situation.
This study intends to predict the economic impacts in the energy sector.
Therefore, the national energy framework was analyzed concerning its primary energy
consumption in the sectors of activity. After checking the oil dependency in the sectors
of activity, the transport sector was examined since it presents itself as the sector most
dependent on this primary energy.
Portugal has focused on renewable energy sources in order to reduce the
dependency on energy derived from oil. As a result, it was also studied the influence of
production from renewable energy sources in the national energy efficiency market and
its sustainability.
In order to focus the analysis of energy markets’ prospects, it was made the
trends of the cost of electricity and oil to estimate its evolution. To this end it was used a
prediction model called autoregressive of second order. Trends obtained showed a
general increase in all the electricity tariff and Brent. It is worth noting the 96%
increase in “simples da baixa tensão normal” electricity tariff. Regarding Brent there
may be a 91% increase in the cost of acquisition between 2009 and 2011.
v
Nomenclatura
Abreviaturas
AIE
Agência Internacional da Energia
AR
Auto Regressivo
BTE
Baixa Tensão Especial
BTN
Baixa Tensão Normal
CELE
Comércio de Licenças de Emissões
CEP
Consumo de Energia Primária
CP
Caminhos de Portugal
DGEG
Direcção Geral de Energia e Geologia
EAM
Erro Absoluto Médio
EE
Energia Eléctrica
ERSE
Entidade Reguladora dos Serviços Energéticos
FER
Fontes de Energia Renovável
FOB
Free on Board
gCO2e
Gramas de dióxido de carbono equivalente
IE
Intensidade energética
OCDE
Organização para a Cooperação do Desenvolvimento Económico.
ISV
Imposto Sobre Veículos
IUC
Imposto Único de Circulação
ONU
Organização das Nações Unidas
vi
PDIRT
Plano de desenvolvimento e investimento da rede de transporte
PIB
Produto interno Bruto
PNAC
Plano Nacional para as Alterações climáticas
PNAEE
Plano Nacional de Acção para a Eficiência Energética
PNALE
Plano Nacional de Atribuição de Licenças de Emissão
PRE
Produção em Regime Especial
PQ
Protocolo de Quioto
RESP
Rede Eléctrica de Serviço Público
RSU
Resíduos Sólidos Urbanos
SEN
Sistema Eléctrico Nacional
SRM
Sistema de Registo da Microprodução
tep
Toneladas equivalentes de petróleo
UE
União Europeia
Alfabeto Grego
Parâmetro para minimizar o erro Absoluto
α
Parâmetro para minimizar o erro Absoluto
vii
Índice
Agradecimentos ............................................................................................................. iii
Resumo ........................................................................................................................... iv
Abstract ........................................................................................................................... v
Nomenclatura ................................................................................................................. vi
Índice de Figuras ........................................................................................................... xi
Índice de Tabelas ......................................................................................................... xiii
CAPÍTULO I
Introdução .....................................................................................................................I-1
1.1 – Introdução ........................................................................................................... I-1
1.2 – Evolução do PIB em Relação ao Consumo Energético ................................... I-2
1.3 – Objectivos ............................................................................................................ I-4
1.4 – Conteúdo do trabalho ........................................................................................ I-5
CAPÍTULO II
Enquadramento energético de Portugal ................................................................... II-1
2.1 – Evolução do consumo de energia Primária em Portugal ............................... II-1
2.2 – Dependência energética do exterior ................................................................. II-2
2.3 – Variação do consumo de energia pelos principais sectores de actividade. ... II-4
2.4 – Consumo das principais fontes de energia nos sectores de actividade ......... II-6
2.5 – Intensidade energética nacional. ...................................................................... II-7
2.5.1 – Intensidade energética portuguesa no contexto da União Europeia ................... II-8
2.6 – Produção de Energia ......................................................................................... II-8
2.6.1 – Produção de energia eléctrica em Portugal. ........................................................ II-10
2.6.2 – Produção de energia eléctrica a partir das centrais térmicas ............................ II-12
2.6.3 – Produção de energia eléctrica: enquadramento de Portugal na OCDE ........... II-13
2.7 – Conclusões do capítulo .................................................................................... II-14
CAPÍTULO III
Sector dos transportes: enquadramento energético e ambiental ......................... III-1
3.1 Desenvolvimento sustentável no sector dos transportes ................................. III-1
viii
3.1.2 – Importância do sector dos transportes em Portugal para as políticas energéticas
................................................................................................................................................................ III-3
3.2 – Caracterização do consumo de energia no sector dos transportes.............. III-4
3.3 – Eficiência energética........................................................................................ III-8
3.3.1 – Programa Renove Carro ....................................................................................... III-10
3.3.2 – Programa Mobilidade Urbana ............................................................................ III-10
3.3.3 – Programa Sistema de Eficiência Energética nos Transportes .......................... III-11
3.4 – Conclusões do capítulo .................................................................................. III-12
CAPÍTULO IV
Influência da produção a partir de fontes de energia renovável no mercado
nacional de energia .................................................................................................... IV-1
4.1 – Produção de energia eléctrica a partir das fontes de energia renovável .... IV-1
4.1.1 – Produção em regime especial................................................................................. IV-4
4.2 – Microprodução de electricidade..................................................................... IV-6
4.2.1 – Acesso à actividade de microprodução ................................................................. IV-7
4.2.2 – Remuneração e facturação .................................................................................... IV-8
4.3 – Biocombustíveis ............................................................................................... IV-9
4.4 – Conclusões do capítulo .................................................................................. IV-10
CAPÍTULO V
Sustentabilidade energética do sistema eléctrico nacional ..................................... V-1
5.1 Produção de energia eléctrica em regime ordinário.......................................... V-1
5.2 – Produção de energia eléctrica em regime Especial......................................... V-4
5.3 – Prospectiva produção da energia eléctrica em 2020....................................... V-6
5.4 – Conclusões do capítulo ...................................................................................... V-7
CAPÍTULO VI
Tendências futuras dos preços das energias ........................................................... VI-8
6.1 Introdução ........................................................................................................... VI-8
6.2 – Tendências das tarifas de baixa tensão normal para potência menores que
20,7 kVA ................................................................................................................................. VI-9
6.3 – Tendências das tarifas de baixa tensão normal para potência entre 20,7 e 41,4
kVA ....................................................................................................................................... VI-12
6.4 – Tendências das tarifas de baixa tensão especial ......................................... VI-15
6.5 – Tendências da evolução do petróleo ............................................................ VI-19
6.6 – Conclusões do capítulo .................................................................................. VI-20
ix
CAPÍTULO VII
Conclusões .............................................................................................................. VII-21
7.1 Trabalho Futuro .............................................................................................. VII-23
CAPÍTULO VIII
Bibliografia ..............................................................................................................VIII-1
x
Índice de Figuras
Figura 1- Consumo na Índia e china em 2020 (Anuário de economistas; 2005). .......................I-3
Figura 2- Evolução do PIB e da população e alguns impactes associados (Relatório do estado e
do ambiente; 2006). .....................................................................................................................I-4
Figura 3-Consumo de energia primária em Portugal (DGEG). ................................................. II-2
Figura 4- Importações líquidas no consumo das energias primárias (DGEG). ......................... II-3
Figura 5- Importação das principais fontes de energia a preços correntes (DGEG). ................ II-3
Figura 6- Evolução das importações líquidas das principais energias primárias entre 1998 e
2007 (DGEG). ........................................................................................................................... II-4
Figura 7- Evolução do consumo de energia primária pelos principais sectores de actividade
(DGEG). .................................................................................................................................... II-5
Figura 8 – Consumo das fontes de energia para cada sector de actividade, em 2007. (DGEG) II-6
Figura 9-Evolução da Intensidade Energética entre 1998 a 2007. ............................................ II-8
Figura 10- Peso da energia importada na balança de mercadorias FOB em 2007 (Factura
energética portuguesa, 2008)................................................................................................... II-10
Figura 11-Produção, perdas e auto-consumo de energia eléctrica em Portugal (DGEG). ...... II-11
Figura 12-Consumo das fontes de energia para as centrais termoeléctricas (DGEG)............. II-13
Figura 13- Comparação da produção nacional da electricidade com a dos países da OCDE, 2005
(Peter et al, AIE). .................................................................................................................... II-14
Figura 14-Evolução das emissões de GEE (1990/2010), estimadas para o plano de referência
(PNAC, 2006) .......................................................................................................................... III-4
Figura 15- Evolução do consumo de energia por tipo de transporte. (Relatório do estado do
ambiente, 2007). ....................................................................................................................... III-5
Figura 16-Evolução da taxa de motorização (Relatório do estado do ambiente, 2007). .......... III-6
Figura 17-Veiculos em circulação, por idade e tipo de veículo, em 2007 (Relatório do estado do
ambiente, 2007) ........................................................................................................................ III-7
Figura 18-Evolução do volume de transporte rodoviário de mercadorias, por unidade do PIB
(1995=100) ............................................................................................................................... III-8
Figura 19-Contribuição do sector dos transportes para as emissões dos principais poluentes e na
utilização de energia, na EU-27 e em Portugal, 2007 (Relatório do estado do ambiente, 2007).
.................................................................................................................................................. III-9
xi
Figura 20-Evolução histórica da energia eléctrica através das FER em Portugal continental
(Estatísticas rápidas Dezembro de 2008 DGEG) ..................................................................... IV-2
Figura 21-Evolução da potência total instada em renováveis Portugal continental (Estatísticas
rápidas Dezembro de 2008 DGEG) ......................................................................................... IV-3
Figura 22-Peso da potência instalada no sistema eléctrico nacional através da PRE, em Portugal
continental. (Informação sobre produção em regime especial, ERSE 2009) ........................... IV-5
Figura 23-Energia entregue à rede por período de tarifário entre 2007 e 2008. (Informação sobre
produção em regime especial, ERSE 2009) ............................................................................. IV-5
Figura 24- Custo médio por tecnologia em 2007 e 2008. (Informação sobre produção em regime
especial, ERSE 2009) ............................................................................................................... IV-6
Figura 25- Saldo de exportações e importações dos principais combustíveis (Factura energética
portuguesa, 2008). .................................................................................................................. IV-10
Figura 26-Previsão da potência da grande hídrica em 2019 (PDIRT, 2008). ........................... V-2
Figura 27- Previsão da potência das centrais térmicas em 2019 (PDIRT 2008). ...................... V-3
Figura 28-Previsão da produção em regime especial em 2019 (PDIRT 2008). ........................ V-5
Figura 29- Estrutura da produção da energia eléctrica no cumprimento da meta “20-20-20”
(Segurança de Abastecimento ao nível da produção de electricidade, 2008) ........................... V-6
Figura 30- Tendências da tarifa simples da baixa tensão normal para potências menores que
20,7 kVA. ............................................................................................................................... VI-10
Figura 31- Tendências da tarifa de vazio da baixa tensão normal para potências menores que
20,7 kVA. ............................................................................................................................... VI-11
Figura 32- Tendências da tarifa para as horas de ponta para potências entre os 20,7kVA e 41,4
kVA. ....................................................................................................................................... VI-12
Figura 33- Tendências da tarifa para as horas cheias para potências entre os 20,7kVA e 41,4
kVA. ....................................................................................................................................... VI-13
Figura 34- Tendências da tarifa para as horas de vazio para potências entre os 20,7kVA e 41,4
kVA. ....................................................................................................................................... VI-14
Figura 35- Tendências da tarifa para as horas de ponta para a baixa tensão especial. ........... VI-16
Figura 36- Tendências da tarifa para as horas cheias da baixa tensão especial...................... VI-17
Figura 37 - Tendências da tarifa para as horas de vazio da baixa tensão especial. ................ VI-18
Figura 38- Tendências do petróleo. ........................................................................................ VI-19
xii
Índice de Tabelas
Tabela 1 – Balanço de energia final nos sectores de actividade entre 1998 e 2007
(DGEG). ....................................................................................................................... II-5
Tabela 2 - Necessidades energéticas para a produção e consumo de energia
eléctrica (DGEG). ....................................................................................................... II-12
Tabela 3- Peso de cada FER na produção de energia eléctrica em Portugal
continental, 2008 (Estatísticas rápidas Dezembro de 2008 DGEG). ........................... IV-4
Tabela 4-Tarifário de referência para cada tipo de energia renovável (DecretoLei 273 de 2007). ......................................................................................................... IV-9
Tabela 5-Centrais térmicas existentes em 2008 a serem desactivadas (PDIRT
2008). ............................................................................................................................ V-3
Tabela 6-Centrais térmicas existentes 2019 (PDIRT 2008). ............................ V-4
Tabela 7- Comparação da produção em regime especial entre 2009 e 2019
(PDIRT 2008). .............................................................................................................. V-6
Tabela 8- Valores esperados para a tarifa simples da BTN para potências
menores que 20,7 kVA. ............................................................................................. VI-10
Tabela 9- Valores esperados para a tarifa de vazio da BTN para potências
menores que 20,7 kVA. ............................................................................................. VI-11
Tabela 10- Valores esperados para a tarifa de horas de ponta da BTN para
potências entre os 20,7 kVA e 41,4 kVA. ................................................................. VI-13
Tabela 11- Valores esperados para a tarifa de horas de cheias da BTN para
potências entre os 20,7 kVA e 41,4 kVA. ................................................................. VI-14
Tabela 12- Valores esperados para a tarifa de horas de vazio da BTN para
potências entre os 20,7 kVA e 41,4 kVA. ................................................................. VI-15
Tabela 13- Valores esperados para a tarifa de horas de ponta da BTE. ........ VI-16
Tabela 14- Valores esperados para a tarifa de horas de cheias da BTE ........ VI-17
Tabela 15- Valores esperados para a tarifa de horas de vazio da BTE para
potências entre os 20,7 kVA e 41,4 kVA. ................................................................. VI-18
xiii
Tabela 16-Valores obtidos para o petróleo. ................................................... VI-20
xiv
CAPÍTULO I
Introdução
Conteúdo do capítulo
Neste capítulo, além de uma introdução ao presente trabalho serão enunciados,
os objectivos e o conteúdo do trabalho. Menciona-se os problemas energéticos na
sociedade e a sua forte dependência. Além disso, avalia-se a evolução do produto
interno bruto (PIB) em relação ao consumo de energia, uma vez que Portugal tem uma
elevada intensidade energética.
1.1 – Introdução
A humanidade encontra-se, neste momento, perante uma contradição entre a
preservação do ambiente e o consumismo. Além destas preocupações, existe ainda a
crise económica em que vivemos, onde os mercados energéticos têm uma cota parte na
situação económica. Portugal tem uma elevada despesa na compra de energia primária
que tem vindo a aumentar nos últimos anos em relação ao PIB. Este aumento tem como
principal responsável o petróleo; as constantes flutuações de preço e o aumento da
procura. As oscilações do preço do petróleo devem-se ao facto dos países em vias de
desenvolvimento necessitarem desta fonte de energia para garantirem o seu crescimento
económico e social e, à medida que se desenvolvem, os seus habitantes adquirem bens
materiais dependentes desta fonte de energia. Através do aumento da procura surgirão
tensões políticas e com a confirmação das alterações climáticas, impasses e incertezas
em relação a alguns países (por questões políticas). Os países mais dependentes do
Introdução
petróleo serão os mais prejudicados. Dentro de alguns anos, o preço do petróleo poderá
estar a um preço demasiado elevado. Consequentemente, as crises petrolíferas serão
uma realidade inevitável devido ao aumento de pressões políticas e sociais. Assim,
devemos por isso, prepararmo-nos e tentar sermos menos dependentes desta fonte de
energia.
Não nos podemos esquecer, porém, que o petróleo esteve a um preço
extremamente elevado em 2008 e Portugal, tal como os restantes países da União
Europeia, está fortemente dependente dessa energia primária. Com a realização deste
trabalho pretende-se efectuar um estudo no que respeita às prospectivas dos mercados
energéticos no panorama nacional. Não obstante, efectuou-se um estudo (comparação),
ao nível da União europeia no que concerne ao sector dos transportes, uma vez que
existe uma relação de dependência deste face ao petróleo.
As variações no preço da energia são um elemento importante neste trabalho
para se efectuar um estudo em relação às tendências futuras. De modo a consolidar este
estudo realizar-se-ão tendências de preço em relação à energia eléctrica e ao petróleo.
Estas fontes de energia são as que mais podem influenciar a longo prazo a
sociedade, visto que a produção de energia eléctrica tenderá a ser menos dependente das
fontes de energia provenientes do petróleo. Desta forma, a energia eléctrica pode ser
“vista” como uma alternativa ao petróleo. Em relação ao gás natural, como apresenta
uma evolução do seu custo de aquisição proporcional ao do petróleo, não se efectuou o
estudo desta forma de energia.
1.2 – Evolução do PIB em Relação ao Consumo Energético
O consumo energético tem vindo a aumentar, reflectindo uma melhoria do bemestar social e do desenvolvimento industrial. Segundo o anuário de economistas de
2005, a Índia e a China, claramente “engrenadas” com o desenvolvimento e crescimento
económico, consomem 17% dos recursos energéticos, tendo um consumo por habitante
igual a um vigésimo do norte-americano e um décimo do europeu. A Figura 1 indica
que o consumo em 2020 na Índia e na China será muito superior aos consumos
existentes e que os países da OCDE (Organização de cooperação e desenvolvimento
económico), consumiram mais de 50 % da energia primária.
I-2
Introdução
9,00
8,00
Tep/habitante
7,00
6,00
USA
5,00
4,00
França
3,00
Japão
2,00
China
1,00
India
0,00
1950
1960
1970
1980
1990
2000
2010
2020
Ano
Figura 1- Consumo na Índia e china em 2020 (Anuário de economistas; 2005).
Neste momento, as tensões políticas estão a aumentar com: a confirmação das
alterações climáticas; o impasse e as incertezas em relação ao Iraque (e outros países), e
ao aumento de tensões com os países exportadores de petróleo e gás natural, como a
Rússia, Irão, Venezuela e países da Ásia Central. Todos estes factores vão originar uma
volatilidade no preços do petróleo, acompanhados pelo gás natural e carvão. De acordo
com o anuário de economistas de 2005, que usou os dados do maior fórum mundial de
energia, que se reúne em cada três anos, em 1990 o consumo total de energia primária
em toneladas equivalentes de petróleo (tep) era de 8.726 milhões de teps, em 2004 subiu
para 10.224 milhões e em 2020 ultrapassará os 15.000 milhões de teps.
Perante este cenário, constata-se que em Portugal, nos últimos anos, o consumo
de energia primária aumentou em relação ao PIB, onde o principal responsável por este
aumento significativo é o petróleo.
Contudo, a evolução do PIB nos últimos anos tem vindo a alarmar os principais
economistas, já que o seu desenvolvimento foi pouco acentuado, como evidência a
figura 2. Apesar disso, o consumo de energia primária e da emissão de GEE (gases de
emissão de efeito de estufa) teve um crescimento mais proeminente. Desta forma, revela
a necessidade de implementação de medidas de eficiência energética de modo a
minimizar os impactos da energia importada na balança de mercadorias free on board.
Assim, também se poderia diminuir a intensidade energética.
I-3
Introdução
160
150
Indíce 1990=100
140
130
120
110
100
90
80
1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005
Emissões de GEE
Intensidade Carbónica
Consumo Energia Primária
Intensidade energética
PIB (preços de 2000)
População
Figura 2- Evolução do PIB e da população e alguns impactes associados (Relatório do estado e do
ambiente; 2006).
1.3 – Objectivos
Este trabalho visa essencialmente o estudo de prospectivas dos mercados
energéticos. Num panorama de crise económica e de incertezas, os mercados
energéticos tendem a evoluir de uma forma volátil. Através deste estudo, pretende-se
antever os custos de aquisição das principais fontes de energia primária: a energia
eléctrica e o petróleo. Analisar-se-ão os consumos de energia pelos principais sectores,
para conjecturar os problemas energéticos, principalmente no sector dos transportes,
visto que este é o mais dependente do petróleo. A influência da produção a partir das
fontes de energia renovável e a sustentabilidade do SEN (Sistema eléctrico nacional)
serão também estudados para antever as necessidades energéticas a longo prazo.
Posteriormente, serão realizados estudos de previsão dos preços da electricidade
e do petróleo, de modo a enquadrar o trabalho com as necessidades da sociedade e ao
mesmo tempo apresentar possíveis soluções.
I-4
Introdução
1.4 – Conteúdo do trabalho
Este trabalho é organizado por sete capítulos, sendo o primeiro a introdução e
conceitualização do trabalho com os problemas que afectam a sociedade e o último
serão apresentadas as conclusões.
No segundo capítulo será estudado o enquadramento energético de Portugal e
demonstrar-se-á a dependência energética.
Em relação ao terceiro capítulo vão ser expostas as fragilidades do sector dos
transportes, bem como o enquadramento energético e ambiental e a sua importância
para a eficiência energética a nível nacional.
No que respeita ao quarto capítulo apresentar-se-á a influência da produção de
energia eléctrica a partir das fontes de energia renovável e a relevância de cada fonte de
energia renovável na produção de energia eléctrica.
No quinto capítulo analisar-se-á a sustentabilidade energética do sistema
eléctrico nacional em termos de produção e a sua reestruturação.
No que concerne ao Sexto capítulo serão realizadas tendências de preços das
principais fontes primárias, isto é, da electricidade e do petróleo, e enunciadas as
conclusões.
I-5
CAPÍTULO II
Enquadramento energético de Portugal
Conteúdo do Capítulo
Neste capítulo realça-se a forte dependência energética de Portugal. Deste
modo, analisaram-se as importações das principais fontes de energia, verificando-se
que se importava cerca de 86% da energia consumida. Neste âmbito, fez-se uma análise
do consumo de energia primária pelos principais sectores de actividade. Utilizou-se a
intensidade energética como indicador energético na comparação entre Portugal e a
União Europeia. O peso da energia importada no balanço de mercadorias, free on
board, foi também inquirido, para se analisar os custos da energia na economia
portuguesa.
A produção de energia eléctrica, neste capítulo, foi também contemplada, uma
vez que grande parte da energia eléctrica é produzida em centrais termoeléctricas.
2.1 – Evolução do consumo de energia Primária em Portugal
A análise da evolução e do consumo das diferentes formas de energia em
Portugal só é possível tendo uma referência em comum, isto é, será necessário
estabelecer equivalências entre as diferentes formas de energia. Para tal, recorrer-se-á à
unidade tonelada equivalente de petróleo (tep), uma vez que o petróleo é a energia
primária mais relevante no balanço energético nacional, como se constata na Figura 3.
Nesta Figura verifica-se a relevância que o gás natural adquiriu, na última
década, representando cerca de 15,02% do consumo de energia primária em 2007. Em
Enquadramento Energético de Portugal
relação a outras fontes de energia foram contabilizadas as lenhas, resíduos sólidos
urbanos, biogás e biodiesel.
Contudo, nem todas as fontes de energia se destinam a processos
termodinâmicos (produção de calor) e, mesmo que essa fosse a finalidade, o rendimento
seria diferente consoante a fonte de energia utilizada. Desta forma, e como a energia
eléctrica é consumida principalmente pela força motriz, converter kWh em tep não é um
problema linear. Assim sendo, considerar-se-á que 1 GWh é equivalente a 86 tep, visto
que este valor é o utilizado pela Direcção Geral de Energia e Geologia (DGEG).
ktep
30 000
25 000
Outras fontes de
energia
20 000
Gás natural
15 000
Electricidade
10 000
5 000
Petróleo
0
Carvão
Figura 3-Consumo de energia primária em Portugal (DGEG).
2.2 – Dependência energética do exterior
As importações energéticas são de extrema importância como é evidenciado na
Figura 4, correspondendo a cerca de 86% da energia consumida em Portugal no ano de
2007. Neste contexto, e apesar de nos últimos anos se ter controlado o consumo, a forte
volatilidade do preço do petróleo originou o aumento do custo da energia dependente
desta energia primária. Desta forma, despertamos para a forte dependência energética, e
foram tomadas medidas que a visam diminuir, sendo estas a racionalização, recurso à
II-2
Enquadramento Energético de Portugal
energia renovável, diminuição do consumo de petróleo e a melhoria da eficiência de
conversão.
ktep
30 000
25 000
20 000
15 000
Produção naciona l
10 000
5 000
Importações
liquída s
0
Figura 4- Importações líquidas no consumo das energias primárias (DGEG).
Pode verificar-se, pela Figura 5, que o custo das importações aumentou de uma
forma expressiva desde de 1998. O aumento do preço de importação de energia entre
1998 a 2006 foi de aproximadamente 467%.
10 6 €
8000
6000
4000
2000
0
Petróleo
Carvão
Electricidade
Gás Natural
Figura 5- Importação das principais fontes de energia a preços correntes (DGEG).
II-3
Enquadramento Energético de Portugal
No entanto, ao longo do tempo diminuiu-se o consumo de petróleo, tendo-se
optado por outras fontes de energia como é o caso do gás natural (Figura 6). Esta,
mesmo sendo uma energia dependente da cotação do petróleo tem um custo de
aquisição bastante inferior. Devido ao aumento do custo das matérias-primas derivadas
do petróleo e aos problemas ambientais, privilegiaram-se as energias renováveis. Desta
forma obteve-se, nestes últimos anos alguma independência exterior e ao mesmo tempo
energia mais “limpa”. Todavia, as energias renováveis serão analisadas de uma forma
mais abrangente no Capítulo 4. Apesar disso, o consumo de carvão pouco se alterou,
como se constata na figura 4, já que é uma das energias com menor custo de aquisição
embora seja uma das mais poluentes.
Carvão
Petróleo
Electricidade (1)
1998
0%
Gás natural
2007
17%
4%
16%
13%
3%
67%
80%
Figura 6- Evolução das importações líquidas das principais energias primárias entre 1998 e 2007
(DGEG).
2.3 – Variação do consumo de energia pelos principais sectores de
actividade.
Devido ao aumento do custo das importações líquidas de energia e à crise
financeira torna-se imprescindível analisar aprofundadamente o consumo de energia.
Através da Figura 7 podemos observar a influência de cada sector de actividade no
consumo de energia primária de 1998 a 2007. Pode constatar-se que o sector que
apresenta maior consumo é o dos transportes seguindo-se o industrial, o doméstico e o
II-4
Enquadramento Energético de Portugal
de serviços por último. Esta ordem de consumo permaneceu igual na última década
apesar de algumas oscilações. Para além de se estudar o “peso” de cada sector de
actividade para cada ano, será necessário entender e associar o aumento de consumo de
energia primária que se verificou de 1998 a 2007. Para tal, a Tabela 1 indica o aumento
no consumo de energia primária que ocorreu em cada sector. A maior oscilação foi no
sector dos serviços com um aumento de 44%, seguido dos transportes com 18%, do
doméstico 17% e da indústria com 6%. No que concerne ao aumento total de energia
verifica-se que ocorreu um aumento de 16% entre 1998 e 2007.
100%
80%
60%
Serviços
Doméstico
40%
Transportes
Industria
20%
0%
Figura 7- Evolução do consumo de energia primária pelos principais sectores de actividade (DGEG).
Tabela 1 – Balanço de energia final nos sectores de actividade entre 1998 e 2007 (DGEG).
Sector de
1998
2007
Rácio
actividade
(ktep)
(ktep)
2007/1998
Indústria
5058
5 344
1,06
Transportes
5717
6 738
1,18
Doméstico
2737
3 196
1,17
Serviços
1566
2 257
1,44
Total
15078
17535
1,16
II-5
Enquadramento Energético de Portugal
2.4 – Consumo das principais fontes de energia nos sectores de
actividade
No seguimento da evolução do consumo de energia primária pelos principais
sectores de actividade, será estudado, para os mesmos, a estratificação das principais
fontes de energia. Uma vez que, como se tinha referido, o aumento do custo de
aquisição dessas energias, ilustrado na Figura 5, torna a nossa sociedade vulnerável.
Desta forma, poderá ser feita uma análise mais aprofundada dos consumos de energia
no que respeita à diversificação do consumo e enquadrar as alternativas energéticas, isto
é, a produção de energia a partir de fontes de energia renovável (FER), de modo a
compreender o contributo destas na sociedade e o impacto na dependência energética
exterior.
Através da Figura 8 pode verificar-se o consumo de energia para cada sector de
actividade no ano de 2007, sendo esses a indústria onde se inclui a transformadora e a
extractiva, o doméstico, o de serviços e o de transportes.
Serviços
% de petróleo
% de electricidade
Doméstico
% de gás natural
Transportes
% de Carvão
Indústria
% de outras fontes de
energia
0%
20% 40%
60%
80% 100%
Figura 8 – Consumo das fontes de energia para cada sector de actividade, em 2007. (DGEG)
No que concerne ao sector industrial, as fontes de energia mais consumidas são
o petróleo e a electricidade representando cerca de 50% do consumo. O gás natural
apresenta um peso de 16% no consumo de energia neste sector, sendo bastante
significativo quando comparado com os outros sectores de actividade. Devido à
II-6
Enquadramento Energético de Portugal
diversidade da indústria existente, utilizam-se outras fontes de energia, sendo essas os
resíduos, gás de coque, lenhas, gás de alto-forno, gases incondensáveis e alcatrão. Esta
parcela de energia (soma das fontes de energia mencionadas), representa cerca de 33%
da energia consumida na indústria. Enquanto que o consumo de carvão é relativamente
baixo apresentando um valor de 3%.
Em relação ao sector de maior consumo, o de transportes, ilustrado na Figura 7,
onde se inclui o rodoviário, o aéreo, o ferroviário e o marítimo, verifica-se que o
petróleo é a fonte de energia essencial representando cerca de 95% seguido da
electricidade com 4% e do gás natural com 1%. Este sector será aprofundado no
Capítulo II, já que para além de ser o que apresenta maior consumo, depende bastante
dos derivados do petróleo e contribui de forma significativa na importação energética.
No que diz respeito ao consumo do sector doméstico, verifica-se que a utilização
de carvão é praticamente nula. As fontes de energia que apresentam maior consumo são
a electricidade com 37% e as outras fontes de energia com 36%, sendo essas no caso do
sector doméstico, lenhas, gás de cidade e resíduos vegetais. O petróleo surge também
como uma fonte de energia essencial com cerca de 20% enquanto que o gás natural
apresenta apenas um consumo de 7% e o carvão apresenta um consumo nulo.
As fontes de energia mais consumidas no sector dos serviços são a electricidade,
com um peso de 62%, seguida do petróleo com 30%, e do gás natural com 7%. Não
existe qualquer consumo directo de carvão no sector dos serviços, havendo apenas uma
pequena percentagem no consumo de outras fontes de energia, cerca de 0,29%, sendo
essa o gás de cidade.
2.5 – Intensidade energética nacional.
A intensidade energética (IE) é um forte indicador para analisar o consumo, bem
como a dependência de cada país. No que diz respeito à energia, a sua definição pode
ser dada por:
Intensidade Energética IE á ! " !"
(1)
A IE é a razão entre o consumo total de energia primária, expressa em tep e o
valor monetário do PIB expresso em euros (por exemplo).
II-7
Enquadramento Energético de Portugal
2.5.1 – Intensidade energética portuguesa no contexto da União Europeia
Através da Figura 9, pode analisar-se a evolução da intensidade energética em
Portugal entre 1998 a 2007, constatando-se a existência de uma diminuição na
intensidade energética face a 1998. Contudo, Portugal, desde 1998, apresenta uma
intensidade energética superior à média da EU-27. Os valores obtidos expressam o
consumo de energia primária por unidade monetária de PIB, em tep por milhar de
milhões de euros.
tep/10 3 € de PIB
240
230
220
210
200
190
180
170
160
150
Portugal
EU - 27
Figura 9-Evolução da Intensidade Energética entre 1998 a 2007.
2.6 – Produção de Energia
A produção nacional de energia é importante para colmatar as necessidades
energéticas e para equilibrar os custos de energia. Uma vez que uma parte da energia
que produzimos é (re)exportada, deve entender-se quando se menciona energia como
sendo todas as formas de energia disponíveis comercialmente. Porém, são estudadas as
principais fontes de energia, sendo estas a electricidade, o gás natural (incluindo o
liquefeito), o carvão, a lignite, os combustíveis para transportes, o gás de petróleo
liquefeito, a biomassa, como foi delimitada na directiva 2001/77/CE e as fontes de
II-8
Enquadramento Energético de Portugal
energia renovável. De uma forma genérica pode dividir-se a produção de energia a
partir de fontes de energias fósseis e de fontes de energia renovável, isto é, sermos
produtores autónomos ou não autónomos de energia.
O peso da energia importada (matérias-primas), na balança de mercadorias FOB
(Free on Board - despesas suportadas desde o armazém do vendedor até ao cais do
porto de origem), é bastante relevante com se ilustra na Figura 10. A energia importada
é proveniente de fontes de energia fóssil, enquanto que as fontes de energia renovável
são a única forma de independência do exterior. Para se diminuir a percentagem de
energia importada, além de se apostar nas energias renovável, como poderá verificar-se
no Capítulo 5, terá de se evoluir no sentido da eficiência energética. A importação de
energia irá perdurar já que continuaremos a ser dependentes das fontes de energia fóssil,
todavia, assim as necessidades tenderão a diminuir.
Deste modo, torna-se fundamental aumentar a eficiência energética no
consumo mas também na área da produção para se obter um menor peso possível da
energia importada na balança de mercadorias FOB. Para se analisar o impacto
económico da energia tem de ser estudada obrigatoriamente a eficiência energética para
cada uma das fontes de energia mencionadas.
Os países da OCDE, principalmente os da União Europeia, têm vindo a reflectir
sobre o CEF (consumo de energia final). Assim, o parlamento europeu implementou a
directiva de 2006/32/CE relativa à eficiência na utilização final de energia e aos
serviços energéticos, obrigando a que cada estado membro publique um plano de acção
para a eficiência energética. Como tal, Portugal aprovou, através do decreto-lei 80/2008,
o seu plano nacional de acção para a eficiência energética designado por “Portugal
eficiência 2015”.
II-9
Enquadramento Energético de Portugal
14,7%
85,3%
Energia
Outras Mercadorias
Figura 10- Peso da energia importada na balança de mercadorias FOB em 2007 (Factura energética
portuguesa, 2008).
2.6.1 – Produção de energia eléctrica em Portugal.
A produção de energia eléctrica e a própria aquisição (energia importada) é de
extrema importância para todos os sectores de actividade. O consumo de energia tem
vindo a aumentar nos últimos anos, contudo, as perdas e auto-consumo têm vindo a
diminuir, como ilustra a Figura 11. Este facto ocorre com o aumento da produção de
energia eléctrica a partir das FER que permitiram que a distância entre a produção e o
consumo de energia eléctrica diminuísse, desta forma, ocorreu um aumento da
eficiência energética na rede de distribuição
Apesar disso, a aquisição de energia proveniente do exterior tem vindo a
aumentar gradualmente, devendo-se este fenómeno ao facto da energia eléctrica
importada ter um custo reduzido e poder ser utilizada em casos de maior necessidade da
rede. Em relação à energia térmica tem tido uma evolução constante ao longo do tempo
e representa a maior parcela de energia eléctrica produzida.
Quanto à energia hidráulica tem variado de uma forma bastante oscilante, facto
este que remete muito para a média de pluviosidade anual.
II-10
54482
52648
51579
49646
47950
44631
43220
39216
50 000
46747
ktep
60 000
54741
Enquadramento Energético de Portugal
40 000
5 170
5 535
5 969
5 225
5 143
5 923
5 307
5 451
10 000
5 087
20 000
5 995
30 000
0
1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007
Perdas e auto-consumo
Energia Importada em kW (1GWh=86tep)
Térmica
Geotérmica, eólica
Hidráulica
Figura 11-Produção, perdas e auto-consumo de energia eléctrica em Portugal (DGEG).
Através da Tabela 2, pode analisar-se as necessidades energéticas para a
produção e o consumo de energia eléctrica. Verifica-se que houve uma diminuição na
utilização de petróleo (fuelóleo), tendo esta redução sido compensada pelo maior
consumo de gás natural. Não obstante, o petróleo usado para a produção de
electricidade ainda é bastante significativo, já que corresponde a 10,08% do consumo
desta fonte de energia primária em Portugal. O carvão apresenta uma utilização com
poucas oscilações ao longo dos anos estudados, já que é um combustível com um custo
de aquisição reduzido apesar de ser também bastante poluente. O consumo desta fonte
de energia primária é essencialmente para a produção de energia eléctrica, cerca de
93,89%, e o restante é utilizado pela indústria. A energia eléctrica importada tem
aumentado nos últimos anos e apresenta um preço de aquisição bastante económico,
sendo necessária para colmatar os picos de consumo.
II-11
Enquadramento Energético de Portugal
Tabela 2 - Necessidades energéticas para a produção e consumo de energia eléctrica (DGEG).
Fontes de
energia
Importada
Consumo em
2007 (ktep)
Preço médio
em Euros
(1€=1,3703$)
% no CEP para
cada energia
em 2007
Rácio
2007/1998
Carvão
2 707
56,42/t
93,89
1,01
Petróleo
1 478
375,03/t
10,08
0,47
Gás natural
2 495
0,38/m3
65,53
6,49
Electricidade
644
0,046/kWh
100
26,83
2.6.2 – Produção de energia eléctrica a partir das centrais térmicas
Como se consta através da Figura 12, grande parte da energia eléctrica é
produzida a partir das centrais térmicas, como tal, será feita uma análise para
compreender esta forma de produção. Existe em Portugal um leque variado de centrais
termoeléctricas a operar, ou seja, utilizam-se centrais a funcionar a carvão, a gás natural
e a fuelóleo. Estas centrais utilizam fontes de energia de origem fóssil, mas futuramente
existirão centrais termoeléctricas cujo o combustível será a biomassa.
A Figura 12 ilustra os consumos de energia, onde se constata que a utilização de
energia na forma de fuelóleo, proveniente do petróleo, tem vindo a diminuir, enquanto
que a utilização do gás natural teve um aumento acentuado. Este aumento deve-se ao
facto de o gás natural apresentar um custo menor, quando comparado com o petróleo e
de ser uma fonte de energia menos poluente. Em relação ao carvão verifica-se um
consumo elevado, sendo em 2007 a fonte de energia importada mais utilizada para a
produção de electricidade, seguido pelo gás natural e pelo petróleo respectivamente. Em
relação ao petróleo passou de fonte de energia mais utilizada em 1998 para a menor em
2007. Este facto evidência a preocupação que Portugal tem tido pela sua dependência do
petróleo, vai de encontro com as políticas tomadas no que respeita à eficiência na
utilização final de energia e em relação aos serviços energéticos.
As centrais termoeléctricas contribuem significativamente para as importações
líquidas de energia, como tal, será efectuado um estudo sobre o real peso no balanço
energético.
II-12
Enquadramento Energético de Portugal
ktep
3 500
3 000
2 500
2 000
1 500
1 000
500
0
1998 1999
2000 2001
2002 2003
2004 2005
2006 2007
Carvão
Petróleo
Gás natural
Figura 12-Consumo das fontes de energia para as centrais termoeléctricas (DGEG).
O consumo de energia nas centrais térmicas corresponde às fontes de energia
ilustradas na Figura 12, ou seja, à utilização do carvão, do gás natural e do petróleo. A
soma destas parcelas de energia perfaz um total de 6681 ktep, correspondendo a 26,22%
do CEP em Portugal e de aproximadamente 3,85% na balança de mercadorias FOB em
2007. Um valor bastante elevado que, apesar do aumento na produção de electricidade
para colmatar as necessidades (Figura 11), a energia consumida nas centrais térmicas
diminuiu quando comparada com os últimos anos. Este facto deve-se ao aumento da
produção de electricidade proveniente das FER e da electricidade importada.
2.6.3 – Produção de energia eléctrica: enquadramento de Portugal na OCDE
Numa economia global, a troca de bens e serviços é fundamental para o
desenvolvimento económico de cada país. O balanço energético nacional deve ser
enquadrado neste ponto de vista, com a produção dos restantes países da OCDE e com o
resto do mundo para equiparar a produção de electricidade. Através da Figura 13, pode
comparar-se a produção de electricidade entre Portugal com a média da produção dos
restantes países da OCDE e o resto do mundo. Torna-se exequível concluir que a OCDE
tem uma cota elevada de produção através da energia nuclear enquanto Portugal não
utiliza esta fonte de energia, mas compensa tal facto com uma maior utilização do gás
natural e de produtos petrolíferos. Enquanto que o resto do mundo tem energia nuclear,
apesar de em menor percentagem que a média da OCDE, utiliza também como Portugal
II-13
Enquadramento Energético de Portugal
mais petróleo que a OCDE. Contudo, verifica-se a elevada utilização de carvão na
produção de energia quer por Portugal bem como na OCDE e no resto do mundo. Tal
facto é preocupante uma vez que se trata de uma fonte de energia extremamente
poluente, porém o seu baixo custo torna-a interessante sobre o ponto de vista financeiro.
100%
90%
80%
70%
60%
50%
40%
30%
20%
10%
0%
Nuclear
outro
combustiveis renovaveis
Hídrica
Gás natural
Petróleo
Carvão
OCDE
Não - OCDE
Portugal
Figura 13- Comparação da produção nacional da electricidade com a dos países da OCDE, 2005 (Peter et
al, AIE).
2.7 – Conclusões do capítulo
Na última década, Portugal diminuiu a sua dependência energética em relação ao
petróleo, pelo facto de ter diversificado as suas fontes de energias primárias. Prova disso
foi a penetração do gás natural no mercado energético, representando em 2007 cerca de
15,02% do total da energia primária consumida e a proliferação das energias renováveis.
Contudo, existe ainda uma forte dependência do exterior, já que em 2007 as
importações líquidas da energia primária correspondiam a 86% do total da energia
primária consumida. Desta percentagem, 67% corresponde apenas à importação do
petróleo. Porém, o consumo desta energia diminuiu aproximadamente 13% entre 1998 e
2007. Este aumento pode não demonstrar uma diminuição significativa, todavia ocorreu
um acréscimo de 16% no consumo de energia primária no período de 1998 a 2007. Esta
eficiência é justificada pela diminuição das perdas na distribuição da energia eléctrica e
no aumento da produção através das fontes de energia renovável.
II-14
Enquadramento Energético de Portugal
No que concerne à intensidade energética em Portugal, esta ultrapassa a média
da UE-27 desde 1998. O peso da energia na balança de mercadorias FOB corresponde a
14,7% o que evidencia o porquê da elevada intensidade energética no país.
II-15
CAPÍTULO III
Sector dos transportes: enquadramento
energético
e
ambiental
Conteúdo do Capítulo
No seguimento do capítulo anterior, estudar-se-á o sector dos transportes, já
que este sector é o mais dependente das fontes de energia derivadas do petróleo. Desta
forma, foi analisado o consumo de energia por tipo de transporte, a evolução da taxa
de motorização, o volume de transportes rodoviário de mercadorias em relação à
União Europeia e veículos em circulação, por idade e tipo de veículo. Devido à
importância que este sector tem na economia, foram analisadas as políticas de
eficiência energética.
3.1 Desenvolvimento sustentável no sector dos transportes
O consumo no sector dos transportes em Portugal, como no resto do mundo, tem
vindo a aumentar, uma vez que a globalização assim o exige. Contudo, este aumento
torna-se preocupante devido à situação de crise e à volatilidade da cotação das matériasprimas, principalmente em relação ao petróleo e aos problemas ambientais.
Como se referiu no capítulo anterior, este sector consome praticamente produtos
petrolíferos, utilizando essencialmente o petróleo. Esta matéria-prima corresponde a
95,4% das necessidades energéticas neste sector e representa 46,73% do CEP desta
matéria-prima. Apesar desta dependência energética e dos problemas ambientais, existe
uma relação muito próxima entre o crescimento económico e a actividade dos
Sector dos transportes: enquadramento energético e ambiental
transportes. Por isso, torna-se inevitável um desenvolvimento sustentável neste sector,
já que a procura dos transportes está a aumentar mais que o crescimento económico,
sendo este o sector que mais contribui para a dependência energética e para a emissão
de GEE. Torna-se, assim, necessária uma intervenção rápida na implementação de
políticas energéticas, ambientais e sociais. Desta forma, a organização das Nações
Unidas (ONU) e a união Europeia (UE) têm vindo a implementar medidas que visam
reduzir o impacto do sector dos transportes no meio ambiente e na racionalização de
recursos energéticos.
Além disso, têm vindo a ser adoptadas políticas e na última conferência das
Nações Unidas, em Dezembro de 2007 sobre alterações climáticas, surgiu a promessa
de se atingir um novo acordo sobre a redução de emissão de gases de efeito de estufa.
Nesta conferência, a UE teve um papel essencial, reforçando o seu compromisso de luta
contra as alterações climáticas. Após a conferência, a UE fez um comunicado intitulado
“Duas vezes 20 até 2020”, “As alterações climáticas, uma oportunidade para a Europa”,
no qual se estabeleceram dois objectivos principais. O primeiro consiste na redução de
emissões de GEE de pelo menos 20% até 2020, podendo ir até 30% no caso de se obter
um acordo internacional. O segundo tem como meta 20% do consumo energético da UE
ser proveniente das FER até 2020. Ficou nesta conferência definida uma estratégia
quanto ao futuro, para além de 2020, com objectivo de reduzir para metade as emissões
globais até 2050.
Neste contexto, o sector dos transportes, devido ao seu elevado consumo, tem
uma importância fulcral tanto na redução de emissões de GEE bem como na
implementação de combustíveis provenientes das FER. Desde cedo que a UE tem vindo
a intervir nos diversos sectores. Em relação aos transportes, publicou o segundo Livro
Branco no qual o tema é “A política dos transportes no horizonte 2010: A hora das
opções”. Em relação à problemática dos combustíveis, isto é, à forte dependência
existente em relação ao petróleo nos transportes, a UE publicou o Livro Verde
estabelecendo a meta de introduzir 20% de combustíveis provenientes de FER até 2020.
III-2
Sector dos transportes: enquadramento energético e ambiental
3.1.2 – Importância do sector dos transportes em Portugal para as políticas
energéticas
As alterações climáticas e os seus efeitos negativos, nomeadamente o aumento
do efeito de estufa natural, têm vindo a preocupar a humanidade. A UE bem como os
restantes países da ONU, decidiram actuar, com o objectivo de estabilizar as
concentrações das emissões de GEE e assinaram o protocolo de Quioto (PQ) em
Dezembro de 1998. Todavia, apenas em 16 de Fevereiro de 2005, o protocolo de Quioto
entrou em vigor na sequência de rectificação por 55 países, correspondendo a um
mínimo de 55% das emissões totais de dióxido de carbono. Este protocolo tem como
referência as emissões totais de dióxido de carbono existentes em 1990 e foram
atribuídas metas a todos os países que aderiram a este protocolo. Desde sempre que a
Europa assumiu uma posição de destaque no que diz respeito às alterações climáticas,
tendo assumido o compromisso de uma redução de emissões globais de 8% no primeiro
período de cumprimento do PQ de 2008 até 2012. Contudo, a União Europeia na última
conferência de alterações climáticas, em Dezembro de 2007, assumiu reduzir no
mínimo 20% na emissão de GEE (podendo atingir 30% no caso de um acordo
internacional) até 2020 e de 50% em 2050 (Duas vezes 20 até 2020,2008).
Portugal, no panorama da UE e respeitando as obrigações do PQ, deve limitar o
aumento das suas emissões em 27%, face às de 1990. Esta meta é bastante ambiciosa e
como tal tiveram de ser adoptadas políticas contra a emissão de GEE. Desta forma,
Portugal implementou o programa Nacional para as Alterações Climáticas (PNAC
2004), (aprovado pela resolução de Conselho de Ministros nº119/2004). Neste
contexto, salienta-se ainda a aplicação no espaço da UE do comércio de Licenças de
emissões (CELE), onde se obriga que cada país elabore um Plano Nacional de
Atribuição de Licenças de Emissão (PNALE) específico. Deste modo, o estado
português elaborou o PNALE I ou PNALE 2005-2007 (aprovada pela resolução do
Conselho de Ministros n.º 53/2005, de 3 de Março), tendo sido depois submetido a
aprovação pela comissão Europeia. No entanto, devido à evolução das emissões de GEE
e da projecção em baixa da evolução do PIB até 2010, o PNAC 2004 e o PNALE I
tiveram que ser fortemente modificados para cumprir as metas estipuladas no PQ. Desta
revisão surgiu o PNAC 2006 e posteriormente o PNALE II ou PNALE 2008-2012. É
importante salientar que no PNAC 2006 tomaram-se medidas não contempladas pelo
CELE.
III-3
Sector dos transportes: enquadramento energético e ambiental
No PNAC 2006 existe uma preocupação de controlar a evolução do balanço
nacional de emissões de GEE. Na Figura 14 pode verificar-se a evolução dos sectores
de actividade, para um cenário de referência, em relação ao ano de 2010. Neste plano
foi integrada a floresta, uma vez que esta contribui para a diminuição de GEE. O sector
que apresenta o maior crescimento na emissão de GEE é o sector dos transportes, com
um aumento de 110%, representando um total de 24% na emissão total de GEE. Apenas
o sector da indústria (cerca de 26% do total), apresenta uma maior emissão de GEE em
2010. Contudo, demonstra um crescimento de 45% face a 1990, o que torna o sector dos
transportes uma área predominante. Assim, é necessária uma maior intervenção neste
sector, sem esquecer os restantes, para que Portugal respeite os compromissos
internacionais.
Floresta
Resíduos
Agricultura
Outros sectores
Transportes
Industria da construção
Industria da energia
-10000
0
10000
20000
2010 cenário de referência
30000
40000
50000
1990
Figura 14-Evolução das emissões de GEE (1990/2010), estimadas para o plano de referência (PNAC,
2006)
3.2 – Caracterização do consumo de energia no sector dos
transportes
O consumo de energia no sector dos transportes tem uma relação directa com o
impacto ambiental causador das alterações climáticas. Porém, este sector de actividade
passou a ter associado os problemas de consumo, uma vez que, os preços dos
combustíveis provenientes do petróleo, essenciais para o sector, tiveram um forte
III-4
Sector dos transportes: enquadramento energético e ambiental
aumento nos anos de 2007 e 2008. Todavia, e como se referiu anteriormente, o consumo
neste sector tem vindo a aumentar como se observa na Figura 15. Atendendo que os
combustíveis utilizados são proveniente do petróleo, estamos perante uma situação de
forte dependência neste sector.
Este sector divide-se em quatro grupos sendo esses: transportes aéreos,
transportes fluviais, transportes ferroviários e transportes rodoviários. Destes meios de
transporte verifica-se que o que apresenta maior consumo é o rodoviário com mais de
90%. Sendo este grupo o grande responsável pelo aumento verificado no sector, já que
os restantes grupos permaneceram constantes. O sector rodoviário teve um aumento
significativo (cerca de 100%) entre 1990 a 2006. Além disso, denota-se que desde 2002
o “peso” deste grupo permanece constante.
Mtep
500
450
400
350
300
250
200
150
100
50
0
Transportes aéreos nacionais Transportes fluviais
Transportes ferroviários
Transportes Rodoviários
Figura 15- Evolução do consumo de energia por tipo de transporte. (Relatório do estado do ambiente,
2007).
Este agravamento no consumo originado pelo sector rodoviário deve-se ao
aumento da taxa de motorização, que desde 1990 até 2006 teve um crescimento superior
a 100%, como se ilustra na Figura 16. A taxa de motorização aumentou
consideravelmente, uma vez que também o nível de vida dos portugueses evoluiu de
forma positiva durante este período. Não obstante, no ano de 2007, a taxa de
motorização diminuiu, facto que não ocorria desde de 1990. No entanto, a taxa de
motorização de Portugal continua inferior à da EU.
III-5
Sector dos transportes: enquadramento energético e ambiental
500
nºveiculos/1000habitantes
450
400
350
300
250
200
150
100
50
0
Figura 16-Evolução da taxa de motorização (Relatório do estado do ambiente, 2007).
Outro indicador que permite justificar o aumento elevado no consumo deste
sector é a idade do parque automóvel. A Figura 17 ilustra por idade e tipo de veículo o
parque automóvel existente. Verifica-se que os veículos ligeiros com idade inferior a 10
anos correspondem a 60% no caso de ligeiros de passageiros e 70% nos ligeiros
comerciais. O grande problema encontra-se nos veículos pesados, verificando-se para os
pesados de mercadorias que cerca de 40% têm idade inferior a 10 anos e nos de
passageiros situa-se perto dos 50%. Contudo, os veículos pesados de mercadorias têm
mais de 20% de viaturas com idades entre os 15 e os 20 anos e de 10 % de viaturas com
idades superiores a 20 anos. No que concerne aos veículos pesados de passageiros,
aproximadamente 15% de viaturas têm idade superior a 20 anos e a mesma percentagem
com idades compreendidas entre os 15 e os 20 anos. Estes números são um forte
indicador da elevada emissão de GEE por parte dos transportes rodoviários.
III-6
Sector dos transportes: enquadramento energético e ambiental
100%
90%
80%
70%
60%
50%
40%
30%
20%
10%
0%
Ligeiros
Passageiros
Comerciais
Ligeiros
Pesado
Mercadorias
Pesado de
Passageiros
até 1 ano
de 1 a 2 anos
de 2 a 3 anos
de 3 a 4 anos
de 4 a 5 anos
de 5 a 10 anos
de 10 a 15 anos
de 15 a 20 anos
mais de 20 anos
Figura 17-Veiculos em circulação, por idade e tipo de veículo, em 2007 (Relatório do estado do ambiente,
2007)
Neste contexto de aumento da taxa de motorização e da emissão de GEE,
constata-se que Portugal demonstra o maior índice do volume de transporte rodoviário
de mercadorias na Europa a 27, como ilustra a Figura 19. Este facto, coloca Portugal
dependente deste meio de transporte para transaccionar as suas mercadorias. Desta
forma, o país deve procurar diversificar mais o meio de transporte, para assim diminuir
a sua dependência rodoviária. Deveria considerar os grupos ferroviário e marítimo
como alternativas, uma vez que estes apresentam uma redução de emissões de GEE.
III-7
Sector dos transportes: enquadramento energético e ambiental
Portugal
Grécia
Espanha
Bulgária
Irlanda
Estónia
Roménia
Lituânia
Austria
Hungria
Alemanha
Eslovénia
Letónia
Itália
U - 27
Polónia
Holanda
Republica Checa
Suécia
França
Luxemburgo
R.U.
Bélgica
Finlândia
Dinamarca
Chipre
Eslováquia
0
50
100
150
200
Figura 18-Evolução do volume de transporte rodoviário de mercadorias, por unidade do PIB (1995=100)
(Relatório do estado do ambiente, 2007).
3.3 – Eficiência energética
A eficiência energética nos transportes é um tema fulcral, perante a crise
económica e a volatilidade dos preços de aquisição das matérias-primas, principalmente
III-8
Sector dos transportes: enquadramento energético e ambiental
em relação ao petróleo. Portugal, bem como a UE, despertou para o problema
energético e a eficiência energética e para a subsequente importância no controlo do
consumo de energia e das emissões de GEE. Através da Figura 19 compara-se a
contribuição do sector dos transportes na emissão de GEE e no consumo de energia
final entre Portugal e a UE. Verifica-se que Portugal apresenta uma média superior no
consumo de energia, bem como na emissão de GEE do que a UE. Portugal tem de
colmatar esta discrepância na contribuição deste sector de actividade face à UE.
Consumo de
energia final
CO2
GEE
0
10
20
Média da EU-27
30
40 %
Portugal
Figura 19-Contribuição do sector dos transportes para as emissões dos principais poluentes e na utilização
de energia, na EU-27 e em Portugal, 2007 (Relatório do estado do ambiente, 2007).
Deste modo, Portugal aprovou (decreto-lei 80/2008), o Plano Nacional de Acção
para a Eficiência Energética (PNAEE), designado também por “Portugal Eficiência
2015”. O grande objectivo deste plano consiste na implementação de medidas (para os
diversos sectores), para a redução de 10% de energia final até 2015. No que diz respeito
ao sector dos transportes implementaram-se três grandes programas. O programa
Renove Carro, promotor da eficiência energética no transporte particular, o Mobilidade
Urbana, que incentiva o uso de transportes públicos e o Sistema de Eficiência
Energética nos transportes que consiste na regulação do sistema de transportes.
III-9
Sector dos transportes: enquadramento energético e ambiental
3.3.1 – Programa Renove Carro
Este programa consiste em quatro grandes medidas, a Revitalização do programa
de abate veículos em fim de vida, a Tributação Verde (medida prevista no PNAC 2006),
o Pneu Certo e Novos Veículos mais “conscientes” para a poupança de combustível.
A primeira medida apresenta como incentivos a redução no Imposto sobre
Veículos (ISV), nos automóveis ligeiros novos. Pretende também substituir
parcialmente o ISV pelo Imposto Único de Circulação (penalizando os veículos com
menor eficiência), e alargar os objectivos à eficiência no que respeita à atribuição do
IUC. Esta medida tem com objectivo atingir em 2015 um parque de veículos ligeiros
com idade superior a 10 anos, correspondente apenas a 30% do total (em circulação).
Através da Tributação Verde serão criadas medidas para incentivar veículos
automóveis com baixa emissão de CO2, incorporando o factor de emissão de CO2 no
cálculo do IUC e ISV. Aos veículos híbridos será atribuída uma redução de 50% no
ISV. Através desta medida espera-se uma redução de emissão de CO2 nos veículos
novos de 120 gCO2/Km em 2010 e de 110 gCO2/Km em 2015.
Na medida Pneu certo serão realizados acordos (voluntários) para que os
veículos ligeiros novos passem a incorporar pneus eficientes (com baixa resistência ao
rolamento), incentivar a verificar periodicamente a calibração pneumática. Assim, até
2015, pretende-se duplicar a utilização de pneus energeticamente mais eficientes e
reduzir em 15% o parque de viaturas com pressão incorrecta nos pneus.
A medida Novos veículos mais “conscientes” para a poupança de combustível
consiste em atingir acordos voluntários com os diferentes fabricantes para incorporarem
equipamentos (computadores de bordo, sistemas de verificação automática da pressão
dos pneus), que permitam maior eficiência. O objectivo desta medida é alcançar em
2015 um total de 20% das vendas anuais de veículos novos.
3.3.2 – Programa Mobilidade Urbana
Este programa é constituído por quatro medidas o Ordenamento do território e
Mobilidade Urbana nas capitais de distrito, Planos de Mobilidade Urbana em Office
parks e parques industriais, Melhoria da eficiência dos transportes públicos e a
Plataforma de Gestão de tráfego nos grandes centros urbanos.
III-10
Sector dos transportes: enquadramento energético e ambiental
A primeira medida visa a criação e alargamento nos sistemas de metropolitano
em Lisboa, Sul do Tejo, Porto e Mondego. Desenvolver as Autoridades Metropolitanas
de transportes do Porto e Lisboa para uma melhor transferência do transporte individual
para o colectivo, nas grandes áreas metropolitanas (Porto e Lisboa).
Em relação à segunda medida pretende a criação de planos de mobilidade nos
parques industriais com mais de 500 trabalhadores. Estabelece-se como meta que 50%
das necessidades básicas sejam possíveis de realizar através de circuitos pedestres
(menos de 15 minutos).
No que concerne à Melhoria da eficiência dos transportes públicos pretende-se
que a emissão nas frotas de táxis seja inferior a 110 gCO2 e incentivar nas frotas de
transportes públicos Urbanos a utilização de mini-bus nas horas de vazio. O objectivo
desta medida consiste em implementar um sistema para gerir as frotas no Porto e em
Lisboa até 2010, ter em circulação 15% de veículos mini-bus e conseguir que 10% dos
veículos em circulação tenham emissões de CO2 inferior a 110 gCO2 até 2015.
Na última medida deste programa existe a preocupação de se criar uma
plataforma inovadora na gestão de tráfego através da oferta de GPS para optimizar as
frotas e adaptar com sinalização rodoviária. Assim, será criado um projecto-piloto
operacional até 2010 e implementado no Porto e em Lisboa até 2015.
3.3.3 – Programa Sistema de Eficiência Energética nos Transportes
Neste programa utilizam-se três medidas que tiveram como base o PNAC 2006
sendo elas Portugal Logístico, Auto-Estradas do Mar e Alteração da Oferta CP e
ampliou-se o Sistema de Eficiência Energética nos Transportes (SEET).
O Portugal Logístico foi criado com o objectivo de aumentar a eficiência no
transporte e nas cadeias de abastecimento. Deste modo contempla desenvolver doze
plataformas multimodais e dois centros de carga aérea de forma a beneficiar o
reordenamento do território, para estimular os transportes mais eficientes e inovar
tecnologicamente. Para tal, será necessária uma interligação entre os fluxos de
mercadorias e de informação, para que se atinjam os objectivos de transferir
mercadorias do modo rodoviário para os modos ferroviários e marítimos. Pretendendose reduzir em 5%, o tráfego rodoviário nas plataformas logísticas até 2015.
III-11
Sector dos transportes: enquadramento energético e ambiental
A medida das Auto-Estradas do Mar visa uma transferência modal entre as
exportações de mercadorias por modo rodoviário e o modo marítimo de 20% em 2015.
Como tal, será necessário incorporar o sistema marítimo nas Auto-Estradas do Mar
utilizando-se os corredores do atlântico e do mediterrânico para que, desta forma, seja
possível uma transição de 20% do modo rodoviário para o modo marítimo.
A medida alteração da oferta da CP, tem como objectivo reduzir os tempos de
viagem nas principais viagens, para promover este modo de transporte e a eficiência da
exploração.
A última medida deste programa, Sistema de Eficiência Energética nos
transportes (SEET), pretende criar critérios rigorosos para o regime de licenciamento
no transporte de mercadorias. Deste modo, este programa obriga que as idades médias
das frotas sejam inferiores a 10 anos e será efectuada uma revisão do regulamento de
gestão de consumo de energia, através de planos para minimizar a intensidade
carbónica. No entanto, será necessário dinamizar e controlar as renovações das frotas e
incentivar sistemas de gestão de redução catalítica utilizando lubrificantes fuel economy.
Deverão ainda ser criados sistemas de gestão de frotas e optimização de tráfego
ferroviário e marítimo para, desta forma, apoiar as restantes medidas mencionadas neste
programa.
3.4 – Conclusões do capítulo
Após a análise do enquadramento energético, verificou-se que o sector dos
transportes é o mais dependente em termos energéticos do exterior. Desta forma, neste
capítulo efectuou-se um estudo das necessidades deste sector e das políticas previstas
para minorar os impactos na economia. Averiguou-se que o petróleo era a fonte de
energia
primária
essencial
para
a
actividade
deste
sector,
representando
aproximadamente 95,4% das necessidades energéticas. Este consumo representa cerca
de 46,73% do CEP desta fonte de energia primária. O sector dos transportes é
constituído por 4 grupos sendo eles o rodoviário, o aéreo, o fluvial e o ferroviário.
Destes, o transporte rodoviário representa mais de 90% do consumo de energia. Neste
tipo de transporte o pesado de mercadorias coloca Portugal como país da UE-27 com a
média mais alta de utilização deste meio de transporte. Desta forma, o contributo deste
sector para as emissões dos principais poluentes e na utilização de energia coloca
III-12
Sector dos transportes: enquadramento energético e ambiental
Portugal com uma média superior na emissão de GEE e no consumo de energia do que
a UE-27, no sector dos transportes.
O estado português implementou o PNAEE que visa essencialmente em
diminuir o transporte rodoviário, principalmente no que concerne aos transportes
pesados de mercadorias. Para conseguir o objectivo de reduzir em 10% o consumo de
energia final até 2015.
III-13
CAPÍTULO IV
Influência da produção a partir de fontes de energia
renovável no mercado nacional de energia
Conteúdo do Capítulo
No presente capítulo, será abordada a influência das fontes de energia
renovável (FER), no balanço energético e os respectivos impactos no sistema eléctrico
nacional. Desta forma, verificou-se o peso de cada FER na produção de energia
eléctrica em Portugal, bem como o custo médio por tecnologia. A microprodução foi
também analisada tal como o acesso à actividade. Para uma melhor análise da
penetração das FER, em Portugal, foi estudada a utilização das FER para a produção
de Energia Eléctrica (EE) e para os biocombustíveis, isto é, substitutos do gasóleo e da
gasolina, uma vez que o consumo de petróleo contribui para a dependência energética
exterior e o sector dos transportes está “refém” desta energia primária.
4.1 – Produção de energia eléctrica a partir das fontes de energia
renovável
A produção de EE a partir de FER, ilustrada na Figura 20, permite verificar que
nos últimos três anos não tem vindo a ter a evolução esperada, uma vez que em 2008
registou-se uma diminuição na produção face a 2007. A grande causa para a diminuição
da produção de EE a partir das FER consiste na diminuição da produção da energia
hídrica. Comparando-se a produção da energia hídrica com os anos anteriores, constatase que teve uma das produções mais baixas, sendo apenas superior face ao ano de 2005.
Influência da produção a partir de fontes de energia renovável no mercado nacional de
energia
Contudo, a produção das outras FER, evoluiu de uma forma positiva, onde a energia
eólica se destaca com o maior aumento. A biomassa e os RSU aumentaram mas não de
uma forma tão abrupta como a energia eólica. No ano de 2008 cerca de 45% da EE
consumida no sistema eléctrico nacional (SEN) foi proveniente das FER.
GWh
Fotovolta ica
Biogá s
20000
Biomassa/RSU
15000
Eólica
10000
PCH (até 10 MW)
5000
PCH (entre 10 e 30
MW)
Grande Hídrica
0
Figura 20-Evolução histórica da energia eléctrica através das FER em Portugal continental (Estatísticas
rápidas Dezembro de 2008 DGEG)
Quanto à potência instalada, verifica-se que desde 2001 até 2008 houve um
aumento significativo (cerca de 41%), como ilustra a Figura 21. A FER que contribuiu
para este aumento foi a energia eólica com um aumento de 114 MW para 2799 MW de
potência instalada desde 2001 até 2008.
IV-2
Influência da produção a partir de fontes de energia renovável no mercado nacional de
energia
MW
Fotovoltaica
9000
Biogás
8000
7000
Biomassa/RSU
6000
Eólica
5000
4000
PCH (até 10
MW)
3000
2000
1000
PCH (entre 10 e
30 MW)
0
Grande Hídrica
Figura 21-Evolução da potência total instada em renováveis Portugal continental (Estatísticas rápidas
Dezembro de 2008 DGEG)
Para um melhor enquadramento da produção de EE a partir das FER, é
necessário analisar o “impacto” de cada uma das fontes e compreender as tendências
futuras em termos de potência instalada para relacionar com a produção real de cada
FER. Assim, a Tabela 3, ilustra a percentagem de cada FER em termos de potência
instalada e de EE produzida em Portugal continental. Verificando-se que a energia
hídrica e a eólica são as que têm maior representação na potência instalada com 52% e
34%, respectivamente. Porém, existe um desfasamento na produção de EE, uma vez que
a energia hídrica produziu cerca de 41,62% enquanto que a eólica produziu cerca
38,29% no total da produção da EE a partir das FER. Este facto, como se referiu, devese à pouca pluviosidade no ano de 2008 e alerta-nos para o perigo de as energias
renováveis estarem “reféns” das condições meteorológicas. Desta forma, deve-se
diversificar a potência instalada pelas diversas FER, como é o caso do biogás que não é
dependente das condições meteorológicas. Esta FER apesar de ter um contributo pouco
significativo na potência instalada, cerca de 0,16%, contribui com 0,46% no total de EE
produzida através das FER.
IV-3
Influência da produção a partir de fontes de energia renovável no mercado nacional de
energia
Tabela 3- Peso de cada FER na produção de energia eléctrica em Portugal continental, 2008
(Estatísticas rápidas Dezembro de 2008 DGEG).
Fontes de energia
Renovável
Potência
instalada (MW)
Peso da potência
instalada no
contexto das
FER (%)
Produção de
energia eléctrica
(GWh)
Peso na
produção de EE
a partir das
FER (%)
Grande hídrica
4234
51,94
6190
41,62
PCH (10 a 30 MW)
281
3,45
478
3,21
PCH (até 10 MW)
295
3,62
436
2,93
Eólica
2799
34,34
5695
38,29
Biomassa e RSU
469
5,75
1968
13,23
Biogás
12,9
0,16
68
0,46
Fotovoltaica
56,5
0,69
38,1
0,26
4.1.1 – Produção em regime especial
A produção em regime especial (PRE) é uma actividade licenciada ao abrigo de
regimes jurídicos, como incentivo à produção de EE, utilizando tecnologias de produção
de calor e electricidade ou através de FER endógenas. Considera-se PRE a produção de
EE que utilize recursos hídricos nas centrais até 10 MVA podendo, em alguns casos, o
limite alcançar 30 MW e utilização de resíduos (urbanos, industriais e agrícolas). Em
baixa tensão o limite é de 150 kW de potência instalada. Por microprodução a potência
instalada pode no máximo ter 5,75 kW, utilizando-se processos de cogeração e outras
fontes de energia renovável.
O sector da PRE tem vindo a evoluir expressivamente nos últimos anos, como
se ilustra na Figura 22. A PRE teve um aumento de 189% entre 2000 e 2008, tendo uma
representação de 28,10% no Sistema Eléctrico Nacional (SEN) em 2008.
IV-4
Influência da produção a partir de fontes de energia renovável no mercado nacional de
energia
[%]
40,00
35,00
28,10
30,00
24,70
22,00
25,00
17,50
20,00
15,00
9,70 10,80
12,50 13,00
14,40
10,00
5,00
0,00
1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009
Figura 22-Peso da potência instalada no sistema eléctrico nacional através da PRE, em Portugal
continental. (Informação sobre produção em regime especial, ERSE 2009)
A PRE, apesar de ter um contributo significativo na produção de EE, grande
parte da electricidade entregue ao SEN ocorre nos períodos de maior carência, como
evidencia a Figura 23. Sendo, desta forma, também uma mais-valia ao SEN já que
grande parte da entrega à rede de electricidade ocorre nas horas de maior “carga”.
13 %
15 %
Horas de ponta
27 %
Horas cheias
45 %
Vazio
Super vazio
Figura 23-Energia entregue à rede por período de tarifário entre 2007 e 2008. (Informação sobre produção
em regime especial, ERSE 2009)
IV-5
Influência da produção a partir de fontes de energia renovável no mercado nacional de
energia
No estudo das FER é essencial caracterizar o custo por tecnologia bem como a
eficiência energética para cada uma das fontes de energia. A Figura 24, ilustra o custo
por FER na PRE verificando-se que a energia que apresenta maior custo é a fotovoltaica
(338,3 €/MWh, em 2008), sendo o seu valor bastante superior quando comparada com
as outras FER. Em relação às restantes fontes de energia, destaca-se a hídrica que
apresenta um custo médio reduzido (88,8 €/MWh, em 2008). No que concerne às outras
fontes de energia (biogás, biomassa, co-geração, eólica e RSU), estas têm custos médios
muito similares.
€/MWh
400
350
300
250
200
150
100
50
0
Biogá s
Biomassa
2007
Cogeração
Eólica
Fotovoltaica
Hídrica
RSUs
105,7
2008
109,7
109,9
95,3
94,5
330,1
88,6
93,7
111,9
110,1
97,4
338,3
88,8
97,2
Figura 24- Custo médio por tecnologia em 2007 e 2008. (Informação sobre produção em regime especial,
ERSE 2009)
4.2 – Microprodução de electricidade
No seguimento da análise feita da PRE, devido à sua importância no SEN, será
efectuado um estudo à microprodução uma vez que está incorporada na PRE. No qual
se espera que venha a ter uma importância fulcral para o desenvolvimento económico e
social em termos de eficiência e diminuição da dependência energética. Todavia, foi
necessário um esforço para incentivar a sociedade a aderir a tal desafio, desta forma,
teve de se desenvolver legislação para regulamentar esta área. O primeiro grande
“passo” para fomentar a microprodução foi através do Decreto-Lei 68/2002 de 25 de
Março, no qual se regulou a entrega à rede pública de electricidade em baixa tensão.
Posteriormente, estabeleceram-se as bases gerais para a organização e o funcionamento
IV-6
Influência da produção a partir de fontes de energia renovável no mercado nacional de
energia
do SEN através do Decreto-Lei 29/2006 de 15 de Março, onde se classificou a produção
de EE em regime ordinário e em regime especial. Não obstante, a microprodução de
electricidade não atingiu uma expressão significativa após 5 anos desde a entrada do
Decreto-Lei 68/2002.
Assim, criou-se o Decreto-Lei 363/2007 para simplificar o regime de
licenciamento (criado pelo Decreto-Lei 68/2002), no qual um regime de simples registo
electrónico e inspecção de conformidade técnica são necessários para se instalar uma
unidade de microprodução. Para tal, foi necessário desenvolver um sistema de registo da
microprodução (SRM), constituindo assim uma plataforma electrónica que encurtou um
procedimento que anteriormente demorava alguns meses. O presente Decreto-Lei
estipula que a produção de EE se destine principalmente a auto-consumo, podendo o
excedente ser entregue à rede pública ou a terceiros, estando a potência limitada a 150
kW no caso de a entrega for efectuada ao SEN. Foram legislados dois regimes de
remuneração, o regime geral e o regime bonificado. O regime geral é utilizado para a
generalidade das instalações e o regime bonificado aplica-se às FER em que é
necessário ter colectores solares térmicos no local, no caso de produtores individuais, e
da realização de auditorias energéticas. Sendo os incentivos associados à venda de
electricidade uma base para promover a água quente solar, complementando-se assim o
que se estabeleceu no Decreto-Lei 80/2006 de 21 de Abril, que obriga a instalação
destes sistemas nos novos edifícios.
4.2.1 – Acesso à actividade de microprodução
As unidades de microprodução podem ser instaladas em todas as entidades que
disponham de um contrato de compra de electricidade em baixa tensão, tendo de ser
incorporadas no local da instalação eléctrica utilizada. No entanto, os produtores de EE
não podem injectar na rede eléctrica de serviço público uma potência superior em 50 %
à contratada, sendo este limite não aplicável apenas em nome de condomínios. A
actividade, como se referiu anteriormente, deve ser sujeita a registo no SRM. O acesso à
actividade pode ser restrito se o operador da rede de distribuição comunicar que o posto
de transformação (onde se encontram os registos ligados), ao qual se fizer a ligação
ultrapasse em 25 % a potência do posto de transformação. Esta restrição é apenas
aplicável aos pedidos que o SRM recebe, dando cinco dias úteis para o operador de rede
IV-7
Influência da produção a partir de fontes de energia renovável no mercado nacional de
energia
de distribuição o poder comunicar, caso contrário, o operador de rede terá de fornecer
condições para se proceder a instalação.
4.2.2 – Remuneração e facturação
Existem dois tipos de regimes de remuneração, o geral e o bonificado. O regime
geral é aplicado aos produtores que não tenham condições de estar abrangidos pelo
regime bonificado. A tarifa de venda (da EE) neste regime é idêntica à do
comercializador de último recurso, com o qual o produtor se encontra interligado.
O regime bonificado é concedido às unidades de microprodução que tenham
uma potência de ligação até 3,68 kW e que utilizem FER (previstas no n.º 5 do artigo
11.º do Decreto-Lei 363 de 2007). Apesar da limitação da potência, este regime é
aplicável apenas em três situações. A primeira, para entidades que queiram instalar
unidades de cogeração e biomassa, têm de as utilizar também para o aquecimento do
edifício. Na segunda condição, para unidades de microprodução que não utilizem a
biomassa e cogeração, isto é, que tenham outras FER desde que disponham de
colectores solares térmicos para o aquecimento de águas. Neste caso, é necessária a
existência de pelo 2m2 de colectores solares térmicos. A terceira condição contempla a
possibilidade de os condomínios poderem ser abrangidos por este regime, para tal, têm
que realizar auditorias energéticas para implementar as medidas de eficiência energética
necessárias. O regime bonificado tem uma tarifa única de referência desde o ano de
instalação até aos cinco anos civis seguintes para cada produtor de EE. Após findar esse
período terá um outro adicional de 10 anos aplicando-se a tarifa única de referência em
vigor no dia 1 de Janeiro desse ano. Por fim, quando acabar esse período adicional a
unidade de microprodução é remunerada através do regime geral.
A tarifa única de referência para os primeiros 10 MW de potência registada a
nível nacional é de 650 €/MW. Para cada 10MW adicionais de potência registada a
nível nacional o produtor terá uma penalização de 5% na tarifa única de referência. Este
limite foi fixado no ano em que o Decreto-Lei 273 de 2007 entrou em vigor, estando
previsto um aumento anual e sucessivo de 20%.
Contudo, a tarifa única é influenciada pelo tipo de energia renovável, como se
indica na Tabela 4, sendo a energia solar fotovoltaica a que obtém 100% da tarifa única
de referência. No caso das pilhas de combustível de hidrogénio resultantes da
IV-8
Influência da produção a partir de fontes de energia renovável no mercado nacional de
energia
microprodução de origem renovável, a percentagem da tarifa única será dependente do
tipo de energia renovável. Em relação ao limite de produção, a energia solar é a que
apresenta um valor mais reduzido de 2,4 MWh/ano e as restantes energias a 4
MWh/ano.
Tabela 4-Tarifário de referência para cada tipo de energia renovável (Decreto-Lei 273 de 2007).
Fontes de energia
renovável
% da tarifa única de
referência
Limite de produção
(MWh/ano)
Solar
100
2,4
Eólica
70
4
Hídrica
30
4
Cogeração e biomassa
30
4
É importante referir que em ambos os regimes da microprodução, apenas a
energia activa entregue à rede eléctrica de serviço público (RESP) é remunerada.
4.3 – Biocombustíveis
A introdução de biocombustíveis no sector dos transportes tem um papel
essencial no combate contra as alterações climatéricas, sendo esta medida das mais
importantes previstas no PNAC. Esta política energética visa diversificar as fontes
abastecimento energético e ao mesmo tempo desenvolver explorações agrícolas,
permitindo a fixação de populações no meio rural. Existe o objectivo de se introduzir
10% de biocombustíveis em 2010 (aprovada pela resolução de Conselho de Ministros
nº21/2008), superando assim a meta da UE (5,75 em 2010), obtendo-se evidentes
ganhos a nível ambiental e ao mesmo tempo valorização de resíduos.
Porém, é necessário analisar quais os combustíveis de que Portugal mais
depende e enquadrar no saldo de importações e exportações. Deste modo, obteremos
uma política energética, em relação aos biocombustíveis, mais enquadrada com as reais
necessidades nesta área. Observando a Figura 25, verifica-se que Portugal tem
excedentes de gasolina e necessidades de importar gasóleo. Em 2007, Portugal diminuiu
o lucro no saldo de exportações e importações destas principais fontes de combustíveis
face a 2006. A dependência em relação ao gasóleo está a aumentar de uma forma
IV-9
Influência da produção a partir de fontes de energia renovável no mercado nacional de
energia
acentuada, e este indicador deve ser ponderado e incorporado nas políticas de
implementação dos biocombustíveis, uma vez que as metas para a implementação de
biodiesel e bioetanol são iguais, isto é, de 10 % em 2010 como se referiu anteriormente.
É importante, para além deste objectivo, pensar no desenvolvimento tecnológico
que será necessário, e uma vez que no futuro as metas vão aumentar, a UE estipulou a
implementação de 20% em 2020. Alguns construtores de veículos estão cientes disso e
já estão a adaptar os seus motores para poderem incorporar uma maior percentagem de
biocombustível.
(10 6 €)
700
600
500
400
Gasóleo exportado
300
Gasolina importada
200
100
0
2006
2007
Figura 25- Saldo de exportações e importações dos principais combustíveis (Factura energética
portuguesa, 2008).
4.4 – Conclusões do capítulo
A produção de EE a partir das FER não teve uma evolução esperada nos últimos
três anos devido à fraca produção da energia hídrica prejudicada pela fraca
pluviosidade. No entanto, ocorreu um aumento de 41% na produção das FER no
período de 2001 a 2009. A FER que mais contribuiu para este aumento foi a energia
eólica com um aumento de 114MW para os 2799MW de potência instalada. Deste
modo, a PRE teve um aumento na ordem dos 189% entre 2000 e 2008, representando
aproximadamente 28,10% da produção no SEN. Em termos do custo da tecnologia, a
fotovoltaica apresenta-se como a FER com o maior custo, cerca de 338,3 €/MWh.
IV-10
CAPÍTULO V
Sustentabilidade energética do sistema eléctrico nacional
Conteúdo do Capítulo
Através deste capítulo demonstra-se a importância da previsão da produção de
energia eléctrica a longo prazo. O sistema eléctrico nacional (SEN) tem de estar
preparado para o aumento do consumo e, principalmente, para as solicitações em hora
de ponta. Assim, avaliou-se a produção pelos diferentes regimes de produção, o regime
ordinário e o regime especial. Foram evidenciadas as prospectivas de produção da
energia eléctrica, tal como a estrutura da produção da energia eléctrica no
cumprimento da meta “20-20-20”.
5.1 Produção de energia eléctrica em regime ordinário
O regime ordinário pode dividir-se em dois grandes grupos de produção, a
grande hídrica e as centrais térmicas. Estes dois grupos constituem uma base importante
na produção de EE para o SEN, representando aproximadamente 55%.
Através da Figura 26, é possível constatar a previsão da potência da grande
hídrica até ao ano de 2019. No ano de 2008 existiam 4810 MW instalados e prevê-se
um aumento de 1666MW e de 862MW em 2014 e 2019, respectivamente. Desta forma,
espera-se um reforço de potência de 2528 MW (PDIRT) desde 2008 até 2019. Esta
evolução prevista baseia-se no aumento de grupos de centrais hídricas existentes e na
construção de novas centrais hídricas.
Sustentabilidade energética do sistema eléctrico nacional
No que concerne aos grupos hídricos existentes em 2008, não se antevê qualquer
caso de desclassificação.
MW
8000
7000
6000
Previsão de potência em
2019
5000
4000
Previsão de potência em
2014
3000
Potência em 2008
2000
1000
0
2008
2014
2019
Figura 26-Previsão da potência da grande hídrica em 2019 (PDIRT, 2008).
Em relação às centrais térmicas pode observar-se, através da Figura 27, a
previsão da potência até 2019, antevendo-se um aumento de 49%, sendo que os valores
em 2008 eram de 5820 MW e em 2019 supõem-se que sejam 8679MW. Todavia, 3069
MW (52,73 %) da potência térmica instalada será desactivada e serão implementados
5928 MW, através de novos grupos. Desta forma, será revitalizada esta área de
produção de EE desactivando-se as centrais mais poluentes e ocorrendo um acréscimo
líquido de 2859 MW de potência neste período.
V-2
Sustentabilidade energética do sistema eléctrico nacional
MW
10000
9000
8000
Potência a activar até 2019
7000
6000
Potência a desactivar até
2019
5000
4000
Potência que não será
desactivada até 2019
3000
2000
1000
0
2008
2019
Figura 27- Previsão da potência das centrais térmicas em 2019 (PDIRT 2008).
A tabela 5 indica as centrais térmicas que existem em 2008 e que serão
desactivadas até 2019. As centrais que se esperam que fiquem desactivadas são as mais
poluentes, com a excepção de um grupo do carregado que funciona a gás natural.
Tabela 5-Centrais térmicas existentes em 2008 a serem desactivadas (PDIRT 2008).
Centrais térmicas
Potência líquida (MW)
Combustível
Data de saída de
serviço
Carregado
2 $ 118
Fuel
07/2009
Carregado
2 $ 118
Fuel
07/2010
Carregado
2 $ 118
Gás natural
07/2011
Barreiro
56
Fuel
12/2009
Setúbal
4 $ 298
Fuel
12/2012
Sines
4 $ 298
Carvão
12/2017
Tunes
165
Gasóleo
12/2010
Através da Tabela 6 pode verificar-se quais as centrais térmicas que estarão em
funcionamento em 2019, sendo estas a TGCC (turbina a gás de ciclo combinado) e a
carvão. No que diz respeito à potência que se espera, esta será de 5694 MW e de 2984
MW, respectivamente. Apesar de o carvão ser uma matéria-prima poluente, cerca de
34,39 % das centrais existentes em 2019 funcionarão a carvão. Este facto deve-se, como
V-3
Sustentabilidade energética do sistema eléctrico nacional
foi demonstrado em capítulos anteriores, a esta ser uma fonte de energia bastante
económica.
Tabela 6-Centrais térmicas existentes 2019 (PDIRT 2008).
Centrais térmicas
existentes em 2008
Novas centrais térmicas
até 2019
(*) –
Centrais térmicas
Potência líquida (MW)
Combustível
Tapada do Outeiro
990
Gás natural
Ribatejo
1176
Gás natural
Pego
584
Carvão
Lares
784
Gás natural
Lavos
784
Gás natural
Pego
784
Gás natural
Sines
784
Gás natural
Carregado(*)
392
Gás natural
Sines
2000
Carvão
Lavos (*)
400
Carvão
Localização assumida como hipótese.
5.2 – Produção de energia eléctrica em regime Especial
A PRE tem vindo a desenvolver-se e assumiu um papel importante na produção
de EE em Portugal, já que em 2008 a PRE correspondia a 28,1 % da potência eléctrica
instalada em Portugal continental. Torna-se fundamental analisar a evolução que a rede
eléctrica nacional antevê para esta área de produção. Deste modo, a Figura 28 mostra a
evolução até 2019, esperando-se que exista um aumento de 69%, o que evidencia o forte
empenho de Portugal em reforçar esta área de produção.
V-4
Sustentabilidade energética do sistema eléctrico nacional
MW
12000
Outras Renováveis
10000
RSU
8000
Biomassa
6000
Cogeração
4000
Pequena Hídrica
2000
Eólica
0
2009
2011
2014
2019
Figura 28-Previsão da produção em regime especial em 2019 (PDIRT 2008).
A variação da potência prevista para a PRE entre 2009 e 2019 é evidenciada na
Tabela 7, onde se constata que as fontes de energia actualmente menos representativas
(biomassa, RSU e outras energia) apresentam o maior aumento. Não obstante, estas
energias continuarão a ter uma potência instalada pouco significativa quando
comparadas com a potência das outras fontes de energia da PRE em 2019. A eólica em
2019, bem como em 2009, continuará a ser a fonte de energia mais expressiva,
contribuindo para tal o aumento calculado (PDIRT 2008), de 79%. Segue-se, em termos
de importância na PRE, a cogeração e a pequena hídrica que terão um aumentos de 40%
e 44%, respectivamente.
Além disso, a Tabela 7 indica o rácio entre 2009 e 2019 de cada uma das fontes
de energia envolvidas na PRE. Este rácio permite que haja uma percepção imediata da
evolução de cada fonte de energia.
V-5
Sustentabilidade energética do sistema eléctrico nacional
Tabela 7- Comparação da produção em regime especial entre 2009 e 2019 (PDIRT 2008).
2009
2019
Rácio
(MW)
(MW)
2019/2009
Eólica
4500
8050
1,79
Pequena Hídrica
430
600
1,40
Cogeração
1800
2590
1,44
Biomassa
100
250
2,50
RSU
90
150
1,67
Outras Renováveis
145
300
2,07
Total
7065
11940
1,69
5.3 – Prospectiva produção da energia eléctrica em 2020
Após a análise das diferentes tipos de produção de EE, torna-se necessário um
estudo em relação à evolução previsível. Desta forma, a Figura 29 apresenta o cenário
de produção de EE no âmbito do cumprimento da meta “20-20-20”.
14 %
40 %
15 %
PRE renovável
Outra PRE
Carvão
12 %
Gás natural
Grande hídrica
19 %
Figura 29- Estrutura da produção da energia eléctrica no cumprimento da meta “20-20-20” (Segurança de
Abastecimento ao nível da produção de electricidade, 2008)
V-6
Sustentabilidade energética do sistema eléctrico nacional
5.4 – Conclusões do capítulo
A sustentabilidade do SEN é fulcral para antever as necessidades de consumo a
longo prazo para que haja capacidade de produção. Este estudo analisou as duas grandes
áreas de produção, o regime ordinário e o regime especial.
Em relação ao regime ordinário, espera-se que a grande hídrica tenha um
reforço de 2528 MW aos 4810MW existentes até 2019. Este aumento de 52 % baseia-se
no aumento de grupos existentes e na construção de novas centrais hídricas.
A capacidade de produção esperada para as centrais térmicas em 2019 é
de 8679 MW, isto é, um aumento de 49 % entre 2008 e 2019.
No que concerne ao regime especial, antevê-se um aumento de 69% entre 2009 e
2019. A estrutura das fontes de energia que serão utilizadas na produção da EE no
cumprimento da meta “20-20-20” será a PRE renovável 40%, a grande hídrica 19% o
carvão 15%, outra PRE 14% e o gás natural 12%.
V-7
Tendências futuras dos preços das energias
CAPÍTULO VI
Tendências futuras dos preços das energias
Conteúdo do Capítulo
No decorrer deste estudo de perspectiva de tendências energéticas torna-se
fulcral analisar as tendências futuras das principais fontes de energia analisadas.
Deste modo serão realizadas tendências futuras em relação à energia eléctrica e ao
petróleo. No entanto, não se efectuaram tendências futuras em relação ao gás natural,
uma vez que o gás natural e o petróleo evoluem de uma forma directamente
proporcional.
6.1 Introdução
Para a realização do estudo das tendências futuras dos preços de energia será
utilizado um modelo de previsão com base em séries temporais. Deste modo realizar-seá um processo auto regressivo (AR) de segunda ordem.
Segundo Levine et al (2005), para um melhor ajuste dos dados e para serem
realizados prognósticos úteis em relação às tendências futuras de uma determinada
variável pode tirar-se proveito das características da auto correlação, considerando-se
métodos de modelação auto-regressiva.
O modelo auto regressivo serve de base para estudos de volatilidade
como no caso do estudo an Empirical Study of the Arrivals in Airline Reservation
Systems realizado por Oliveira et al, 2008.
VI-8
Tendências futuras dos preços das energias
Como se referiu, o modelo será de segunda ordem e as previsões calculadas
através da expressão (2). O resultado é o valor previsto ()* ), obtido através de valores
do custo de aquisição de cada fonte de energia em estudo. No caso da electricidade
através de valores anuais e no caso do petróleo através de valores mensais.
)* + )*,- · /- + )*,0 · /0 ,
(2)
onde , /- e /0 são os parâmetros a calcular através do Erro Absoluto Médio (EAM),
para que seja o mínimo possível.
123 ;
∑8
567 |:5 ,:5 |
(3)
<
onde )= é o valor real e o );= é o valor estimado.
6.2 – Tendências das tarifas de baixa tensão normal para potência
menores que 20,7 kVA
A tendência da tarifa simples da baixa tensão normal (BTN) para potências
menores que 20,7 kVA, evidenciada na Figura 30, teve uma aproximação muito
semelhante entre os valores previstos e os reais, como se observa até ao ano de 2009. O
erro máximo entre as curvas do valor real e previsto é de 5,6 % no ano de 2000. Em
relação ao ano de 2009 o erro é de 1,24$10-5, deste modo permite que as tendências de
preço para esta tarifa possam ser consideradas fidedignas.
VI-9
Tendências futuras dos preços das energias
€/kWh
0,25
0,20
0,15
0,10
0,05
0,00
Real
Previsto
Figura 30- Tendências da tarifa simples da baixa tensão normal para potências menores que 20,7 kVA.
Através da Tabela 8, ilustram-se os valores esperados até ao ano de 2015 e
verificando-se que ocorra um aumento bastante significativo, uma vez que entre 2009 e
2015 o aumento previsto é de aproximadamente 96%, no custo desta tarifa da BTN.
Tabela 8- Valores esperados para a tarifa simples da BTN para potências menores que 20,7 kVA.
Ano
Valor esperado (€)
2010
0,13067
2011
0,14317
2012
0,15895
2013
0,17916
2014
0,20489
2015
0,23774
Através da figura 31 pode verificar-se a evolução dos valores real e previsto,
para o tarifário de vazio da baixa tensão normal, constata-se que as duas curvas têm uma
aproximação bastante razoável. Os valores reais e previstos aprestam um erro máximo
VI-10
Tendências futuras dos preços das energias
de aproximadamente 7,4% para o ano de 2000. No que respeita ao ano de 2009 o erro é
de 1,1$10-6, permitindo concluir que os valores futuros obtidos são bastante razoáveis.
€/kWh
0,18
0,16
0,14
0,12
0,10
0,08
0,06
0,04
0,02
0,00
Real
Previsto
Figura 31- Tendências da tarifa de vazio da baixa tensão normal para potências menores que 20,7 kVA.
A tabela 9 evidencia os valores esperados para a tarifa de vazio da BTN, onde se
espera que ocorra um aumento expressivo no custo, tendo em conta o aumento esperado
entre 2009 e 2015 de 156%. Contudo, esta tarifa será sempre mais vantajosa que a tarifa
simples.
Tabela 9- Valores esperados para a tarifa de vazio da BTN para potências menores que 20,7 kVA.
Ano
Valor esperado (€)
2010
0,07270
2011
0,08178
2012
0,09427
2013
0,11164
2014
0,13569
2015
0,16906
VI-11
Tendências futuras dos preços das energias
6.3 – Tendências das tarifas de baixa tensão normal para potência
entre 20,7 e 41,4 kVA
A tarifa de horas de ponta é evidenciada na Figura 32, onde as curvas real e
previsto apresentam valores muito contíguos com excepção entre 2004 e 2006,
apresentando-se nesse intervalo o maior erro com cerca de 11,45%. Porém, nos
restantes anos o erro máximo é desprezável, obteve-se um erro de 3,00$10-11 no ano de
2009, apresentando, assim, uma excelente concordância.
€/kWh
0,40
0,35
0,30
0,25
0,20
0,15
0,10
0,05
0,00
Real
Previsto
Figura 32- Tendências da tarifa para as horas de ponta para potências entre os 20,7kVA e 41,4 kVA.
A Tabela 10 indica os valores previstos para a tarifa de horas de ponta, estes
evoluem de uma forma constante e sem grandes picos no custo da aquisição da EE.
Apesar deste aumento progressivo entre 2009 e 2015, espera-se que o custo de aquisição
da EE aumente cerca de 53,06%.
VI-12
Tendências futuras dos preços das energias
Tabela 10- Valores esperados para a tarifa de horas de ponta da BTN para potências entre os 20,7 kVA e
41,4 kVA.
Ano
Valor esperado (€)
2010
0,25523
2011
0,27198
2012
0,29128
2013
0,31350
2014
0,33910
2015
0,36857
Na figura 33 pode analisar-se a previsão para o custo de aquisição da energia
eléctrica na tarifa de horas cheias do tarifário em estudo. Ocorreram apenas dois
desfasamentos entre os valores reais e previstos, com um erro máximo de
aproximadamente 11,46%, em 2006 e um erro de 7,35 no ano de 2009. Contudo, os
restantes anos tiveram uma correlação bastante forte permitindo concluir que os valores
previstos são razoáveis.
€/kWh
0,18
0,16
0,14
0,12
0,10
0,08
0,06
0,04
0,02
0,00
Real
Previsto
Figura 33- Tendências da tarifa para as horas cheias para potências entre os 20,7kVA e 41,4 kVA.
Na Tabela 11 indicam-se os valores futuros para o tarifário de horas de cheia
prevendo-se que ocorra um aumento de 58,3% entre 2009 e 2015%. Esta estimativa
VI-13
Tendências futuras dos preços das energias
corresponde a um aumento de um cêntimo por ano. Não obstante, este aumento é um
dos menos significativos nos tarifários da EE.
Tabela 11- Valores esperados para a tarifa de horas de cheias da BTN para potências entre os 20,7 kVA e
41,4 kVA.
Ano
Valor esperado (€)
2010
0,10559
2011
0,11292
2012
0,12165
2013
0,13193
2014
0,14404
2015
0,15830
A tarifa para as horas de vazio ilustra-se na Figura 34 onde os preços reais e os
previstos obtidos são bastante similares. O maior erro é de 2,85% para o ano de 2007 e
no ano de 2009 verifica-se um erro de 0,88. Contudo, os restantes valores obtidos
apresentaram erros pouco significativos, deste modo, as previsões podem ser
consideradas fidedignas.
€/kWh
0,16
0,14
0,12
0,10
0,08
0,06
0,04
0,02
0,00
Real
Previsto
Figura 34- Tendências da tarifa para as horas de vazio para potências entre os 20,7kVA e 41,4 kVA.
VI-14
Tendências futuras dos preços das energias
Os preços futuros para a tarifa de horas de vazio apresentam-se na Tabela 12,
estando previsto um aumento suave no período em análise. Antevê-se um aumento de
136% para o custo de aquisição da EE entre 2009 e 2015.
Tabela 12- Valores esperados para a tarifa de horas de vazio da BTN para potências entre os 20,7 kVA e
41,4 kVA.
Ano
Valor esperado (€)
2010
0,06486
2011
0,07230
2012
0,08242
2013
0,09618
2014
0,11492
2015
0,14041
6.4 – Tendências das tarifas de baixa tensão especial
A tarifa para as horas de ponta para a BTE averigua-se na Figura 35, havendo
um desfasamento nos valores reais e previstos entre 2005 e 2007. O erro máximo é de
13,16% no ano de 2006. Todavia, existe uma forte correlação nos anos anteriores (2000
a 2004) e no ano de 2009 ocorre um erro de 3,00$10-11, pelo que se pode utilizar este
modelo de previsão para se obter os valores futuros.
VI-15
Tendências futuras dos preços das energias
€/kWh
0,25
0,20
0,15
0,10
0,05
0,00
Real
Previsto
Figura 35- Tendências da tarifa para as horas de ponta para a baixa tensão especial.
Os valores esperados para a tarifa de horas de ponta estão evidenciados na
Tabela 13, onde se verifica uma evolução constante, isto é, um aumento de
aproximadamente um cêntimo ao ano. Porém, o aumento previsto entre 2009 e 2015
será de 31,45%.
Tabela 13- Valores esperados para a tarifa de horas de ponta da BTE.
Ano
Valor esperado (€)
2010
0,19114
2011
0,20321
2012
0,21415
2013
0,23001
2014
0,23941
2015
0,24187
A evolução para as horas cheias da BTE é ilustrada na figura 36, ocorrendo, tal
como nas horas de ponta, um desfasamento entre os valores reais e previstos entre 2005
e 2007. O erro máximo entre as curvas real e previsto é de cerca 10,52% para o ano de
VI-16
Tendências futuras dos preços das energias
2006, contudo, o erro em 2009 é de 2,24$10-5. Não obstante, assim como na tarifa
anterior, existe uma forte correlação nos anos anteriores.
€/kWh
0,14
0,12
0,10
0,08
0,06
0,04
0,02
0,00
Real
Previsto
Figura 36- Tendências da tarifa para as horas cheias da baixa tensão especial.
Os valores previstos são apresentados na Tabela 14, e estes evoluirão de uma
forma pouco acentuada, antevendo-se que de 2009 a 2015 irá existir um aumento de
21,18%.
Tabela 14- Valores esperados para a tarifa de horas de cheias da BTE
Ano
Valor esperado (€)
2010
0,09939
2011
0,10288
2012
0,10612
2013
0,10976
2014
0,11352
2015
0,11754
Relativamente à tarifa de horas de vazio da baixa tensão especial, houve uma
correlação muito forte, como se pode observar na figura 37, muito superior às outras
VI-17
Tendências futuras dos preços das energias
tarifas do mesmo tarifário em estudo. O erro máximo entre as curvas do valor previsto e
real é de 9,62 para o ano de 2006 e constata-se um erro de 3,19 no ano de 2009.
€/kWh
0,14
0,12
0,10
0,08
0,06
0,04
0,02
0,00
Real
Previsto
Figura 37 - Tendências da tarifa para as horas de vazio da baixa tensão especial.
Os preços previstos para este tarifário são apresentados na Tabela 15, evoluindo
de forma linear os valores evoluem de uma forma constante, bem como se verificou nas
restantes tarifas da BTE. Prevê-se que entre 2009 e 2015 ocorra um aumento de cerca de
62%, o maior aumento neste tarifário. No entanto, esta tarifa continua a ser mais
vantajosa no que concerne a este tarifário.
Tabela 15- Valores esperados para a tarifa de horas de vazio da BTE para potências entre os 20,7 kVA e
41,4 kVA.
Ano
Valor esperado (€)
2010
0,06767
2011
0,07430
2012
0,08172
2013
0,09584
2014
0,09794
2015
0,10321
VI-18
Tendências futuras dos preços das energias
6.5 – Tendências da evolução do petróleo
Os valores calculados, reais e previstos, do petróleo apresentam uma forte
correlação como se verifica na figura 38, deste modo, os valores obtidos podem ser
considerados credíveis. O erro máximo entre as curvas do valor real e previsto é de
5,33% no ano de 2008. No entanto, é de realçar a boa concordância entre as curvas dos
valores reais e previstos, permitindo que as tendências de preço para esta tarifa possam
ser consideradas fidedignas.
Dólares
120
100
80
60
40
20
0
1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011
Real
Previsto
Figura 38- Tendências do petróleo.
Os valores obtidos (previstos) do petróleo contrariamente às anteriores
previsões, apresentam oscilações em termos de aumento e diminuição do custo de
aquisição desta fonte de energia. Prevê-se que durante o ano de 2009 exista uma queda
acentuada, estando o custo médio afixado nos 57,30 dólares. Nos restantes anos do
estudo ocorrerá um aumento significativo.
VI-19
Tendências futuras dos preços das energias
Tabela 16-Valores obtidos para o petróleo.
Ano
Valor esperado (€)
2009
57,30
2010
83,36
2011
109,66
6.6 – Conclusões do capítulo
Neste capítulo efectuaram-se as tendências de preços em relação à electricidade
e em relação ao petróleo. Em relação à electricidade prevê-se um aumento em todas as
tarifas da BTN e da BTE. Apesar de a BTE apresentar uma menor evolução em termos
do custo de aquisição da EE. Nestes tarifários, a tarifa de horas de vazio é a que se
mantêm como a mais económica. Desta forma, os consumidores devem apostar em
tarifários da EE que possam aproveitar o custo de EE nas horas de vazio, visto que a
electricidade em 2015 pode tornar-se uma energia com um custo considerável nas
famílias
portuguesas.
Contudo,
prevê-se
um
maior investimento
em
FER,
principalmente no que diz respeito à produção de EE é de prever que os preços das
tarifas reflictam de forma favorável para o consumidor. Com o investimento anunciado
nas FER pelos países grande consumidores de petróleo, é também previsível que desta
forma a procura de petróleo também diminua. Reflectindo assim uma diminuição no
custo de aquisição desta energia fóssil.
No que concerne ao petróleo, o custo de aquisição desta fonte de energia prevêse que a curto prazo possa atingir máximos históricos, apesar de em 2009 se prever que
o petróleo seja comercializado numa média de 57,30 dólares. Prevê-se que em 2010 seja
comercializado nos 83,36 dólares e em 2011 nos109,66 dólares.
Para minimizar os custos de aquisição desta fonte de energia, o estado deve
permitir e possibilitar a entrada de novos fornecedores no caso da energia eléctrica, uma
vez que o mercado está monopolizado pela EDP. Em relação ao petróleo, o estado
deverá fiscalizar os fornecedores de combustível e rever as políticas fiscais para que não
sejam praticados preços exorbitantes.
VI-20
CAPÍTULO VII
Conclusões
Neste trabalho efectuou-se um estudo sobre as prospectivas dos mercados
energéticos. Para tal, foi necessário fazer o enquadramento energético de Portugal e
analisou-se o sector dos transportes sendo este, o mais depende do petróleo. Apurou-se
a influência das fontes de energia renovável e a sustentabilidade energética do sistema
eléctrico nacional. Por fim, realizaram-se tendências de preços de modo a aferir a
evolução do custo de aquisição das principais energias primárias, sendo essas a
electricidade e o petróleo.
Através do enquadramento energético demonstrou-se a dependência energética
do exterior, já que em 2007 Portugal importava aproximadamente 86% da energia
consumida. A energia primária mais relevante e que implica maior despesa é o petróleo,
com a influência de 67%, comprovada através da análise das importações das principais
fontes de energia a preços correntes. Desde 1997 que a intensidade energética de
Portugal se afastou da média da União Europeia, contribuindo para tal, o baixo aumento
do PIB face ao aumento superior do consumo de energia primária. O peso da energia
importada na balança de mercadorias, free on board , é um indicador que prova a
importância da energia na importação, já que esta corresponde a 14,7%. As perdas
energéticas influenciam a intensidade energética, visto que esta fonte de energia não é
aproveitada para criar “riqueza”, aumento do PIB. Desta forma, estudaram-se as perdas
do SEN, que diminuíram entre 2006 e 2007, tendo-se verificado que o aumento da
produção EE a partir de fontes de energia renovável e o aumento da importação de
energia eléctrica contribuíram para esse facto.
Conclusões
O enquadramento energético permitiu a averiguação de que o sector dos
transportes era o mais dependente do petróleo, utilizando 95% desta fonte de energia.
Este sector consumia cerca de 46,73% do CEP desta matéria-prima. Contudo, durante
vários anos, este sector esteve negligenciado por parte das autoridades competentes,
começando apenas a ser regulado, em termos de eficiência energética, devido à crise
energética provocada pela volatilidade do preço do petróleo. Portugal é o país da União
Europeia a 27 mais dependente dos transportes rodoviários de mercadorias, deste modo
torna-se necessário diversificar os meios de transporte de mercadorias. Apresenta
também uma média superior no consumo de energia e de emissão de GEE no sector dos
transportes do que a União Europeia. Uma medida deveria ser o incentivo os transportes
marítimos e ferroviários que permitiriam racionalizar energia e diminuir, assim, o
consumo de energia neste sector e as emissões de GEE.
No que concerne à influência da produção a partir das fontes de energia
renovável no mercado nacional de energia, verificou-se a produção de energia eléctrica
e as alternativas às fontes de energias derivadas do petróleo. Em relação à PRE
verificou-se que evoluiu expressivamente nos últimos anos. A PRE teve um aumento de
35% entre 2000 e 2008, contribuindo com 28,10% no Sistema Eléctrico Nacional (SEN)
em 2008.
A sustentabilidade energética do SEN é fulcral para responder às necessidades
futuras e optimizar o seu funcionamento. Deste modo, analisou-se a produção de
energia eléctrica nos diferentes regimes de produção. Quanto ao regime ordinário,
existia em 2008 cerca de 4810 MW e prevê-se que ocorra um aumento de 1666MW e de
862 MW em 2014 e 2019, respectivamente. No que diz respeito à produção em regime
especial espera-se que em 2019 exista mais de 69% de potência instalada, este facto
ilustra o forte empenho de Portugal em reforçar esta área de produção.
Para aferir a evolução do custo de aquisição das principais energias primárias, da
energia eléctrica e do petróleo foram efectuadas tendências de preços. Foi utilizado o
modelo de auto regressão de segunda ordem que serve de suporte para estudos de
volatilidade. Em relação à electricidade estudaram-se as tarifas da BTN para potências
menores que 20,7 kVA, para potências entre 20,7 kVA e 41,4 kVA e para a BTE, entre
2009 e 2015.
VII-22
Conclusões
No caso da BTN ocorre um aumento de 96% e de 156% na tarifa simples e na de
horas de vazio, respectivamente. No entanto, a tarifa de horas de vazio é mais
económica, apresentando uma diferença de 7 cêntimos face à tarifa simples.
Em relação à BTN para potências entre 20,7kVA e 41,4 kVA, ocorre um
aumento de 53% nas horas de ponta, de 58% nas horas cheias e de 136% nas horas de
vazio. Porém, a tarifa de vazio surge sempre como mais vantajosa em relação às outras
tarifas.
Quanto à BTE, esta terá um aumento de 31,45% nas horas de ponta, de 21,18%
nas horas cheias e de 85% nas horas de vazio. Não obstante, a EE nas horas de vazio
continua a ter o menor custo quando comaparado com as outras tarifas, tal como acorre
nos restantes tarifários estudados da energia eléctrica.
No que concerne à evolução do petróleo, verificou-se que irão ocorrer aumentos
significativos em 2010 e 2011, na ordem dos 45,5% e de 31,5%, respectivamente.
7.1 Trabalho Futuro
Dar continuidade a este trabalho reveste-se de grande importância perante o
enquadramento energética nacional e também mundial. Assim, o trabalho futuro que a
realizar consiste em:
•
Utilizar métodos de previsão capazes de incluir variáveis como o PIB,
inflação, taxas de juro, energia produzida a partir de cada fonte de energia
renovável, etc.
•
Aplicar o estudo a maiores escalões de consumo, isto é, aos sectores
industriais, no que diz respeito à energia eléctrica;
VII-23
CAPÍTULO VIII
Bibliografia
Direcção-Geral de energia e geologia, 2009.
Entidade Reguladora dos Serviços Energéticos, 2009.
Rede eléctrica Nacional (REN), 2009.
Factura energética portuguesa, Abril de 2008, Direcção-Geral de energia e
geologia.
Relatório do estado do ambiente, Agência Portuguesa do Ambiente, 2008.
Informação sobre produção em regime especial, Entidade Reguladora dos
Serviços Energéticos, 2009.
“Plano de desenvolvimento e investimento da rede de transporte 2009-2014
(2019)”, Rede eléctrica Nacional, S.A 2008.
Segurança de Abastecimento ao nível da produção de electricidade”, Rede
eléctrica Nacional, S.A 2008.
Renováveis estatísticas rápidas, Dezembro de 2008, Direcção Geral da Energia e
geologia.
“Energy Efficiency Indicators for Public Electricity Production from Fossil
Fuels”, Peter Taylor, Olivier Lavagne d’Ortigue, Nathalie Trudeau and Michel
Francoeur, Internation al Energy Agency, 2008.
Bibliografia
Levine, D. M. Stephan, D. krehbiel, T. C.;Bereson, M. L. Estatística - Teoria e
Aplicações. Rio de Janeiro: Livros Técnicos e Científicos, 2005.
Oliveira et al 2008,RAC, Curitiba, v. 12, n. 2, p. 481-506, 2008.
“Reflectir Energia”, Lidel, João J. E. Santana e Maria José Resende, 2006.
“Sector dos transportes- Uma prespectiva energética e ambiental”, Lidel, Jorge
da Fonseca Nabais, 2ª Edição 2005.
Legislação
Decreto-Lei n.º 80/2006, diário da república n.º 67, Série I-A de 2006-04-04.
Decreto-Lei nº7/2002, diário da república n71, Série I-A de 2002-03-25.
Plano nacional de Acção para a eficiência energética (PNAEE), Decreto-Lei
29/2008, diário da república n.º 97 Série I de 2008-05-20.
Programa Nacional para as Alterações climáticas (PNAC 2006), Resolução do
Conselho de Ministros nº104/2006.
Resolução do Conselho de Ministros nº20/2008, Diário da república, Série-I,
nº25 de 2008-02-05.
Directiva 2006/32/CE do parlamento europeu e do conselho, 5 de Abril de 2006.
Directiva 2001/77/CE do parlamento europeu e do conselho, 27 de Setembro de
2006.
VIII-2