LegalizeResolução do Conselho de Ministros n.º 41/2024 — Aprova o Plano de Ação para o Biometano 2024-2040
Este é o ato tal como foi publicado. As alterações posteriores não estão incorporadas no texto: cada uma é um ato autónomo neste repositório e uma entrada no historial desta lei.
Aprova o Plano de Ação para o Biometano 2024-2040.
O aumento da escala de produção de biometano implica reforçar a capacidade de produção dos setores dos RU, agropecuário e agroindustrial, prolongando os esforços de reconversão e criação de novas unidades iniciados na Fase 1 e alinhando objetivos com o setor das águas residuais. Além disso, é essencial desenvolver a base tecnológica de produção de biometano através da aplicação de processos alternativos. A gaseificação é uma tecnologia a considerar dada a possibilidade de diversificação das matérias-primas utilizadas. Apesar de pouco expressiva em Portugal, existem diversos projetos na Europa que confirmam a sua viabilidade técnica, sendo importante explorá-la como alternativa. A relação custo-benefício desta e de tecnologias como o power-to-methane deve ser avaliada visto que a sua otimização permite um fornecimento de biometano em maior escala, potenciando a sua procura no mercado de gás. Neste contexto, sugerem-se três linhas de ação.
| L9 - Linha de ação n.º 9 (2026-2030) |
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| Incentivar as entidades gestoras do setor das águas residuais a utilizar e maximizar a digestão anaeróbia de lamas (38)O ciclo de gestão das lamas de ETAR apresenta insuficiências para as quais, no âmbito do Plano Estratégico para o Abastecimento de Água e Gestão de Águas Residuais e Pluviais 2030 (PENSAARP 2030), têm sido identificadas estratégias de valorização, perspetivando-se uma melhoria na eficiência e sustentabilidade do setor. Sendo a produção de lamas de ETAR um processo contínuo, estas apresentam-se como um recurso interessante e acessível para reforçar a indústria do biometano, em articulação com a nova Diretiva do Tratamento de Águas Residuais Urbanas, havendo a necessidade de articular políticas com os agentes do setor. |
De forma a incentivar sinergias entre o mercado de produção de biometano e as entidades gestoras do setor das águas residuais propõem-se as seguintes medidas:
• Articular objetivos e políticas com os planos já existentes do grupo AdP (Plano de Lamas e Plano de Neutralidade Energética), usando como critério de priorização a dimensão estratégica dos benefícios subjacentes em termos de descarbonização, à luz dos estudos realizados na L3;
• Permitir flexibilidade entre a cogeração para autoconsumo e a produção de biometano, tendo em conta os objetivos e políticas do setor e o seu impacto para a descarbonização, e definir metas para o encaminhamento de lamas de ETAR para produção de biogás, à luz dos resultados dos estudos realizados na L3;
• Quantificar e atualizar regularmente o volume de lamas produzido a nível nacional.
| L10 - Linha de ação n.º 10 (2026-2030) |
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| Escalar a valorização orgânica de efluentes pecuários e agroindustriais para a produção de biometano (26)Os chorumes e estrumes provenientes da atividade pecuária, assim como outros efluentes agroindustriais, apresentam um potencial considerável para a produção de biogás. Após a entrada em operação dos projetos já aprovados no âmbito do PRR, na generalidade suportados na utilização deste tipo de efluentes, devem continuar a ser criadas condições para reforçar o crescimento da produção de biometano no setor até 2030. A valorização através da digestão anaeróbia deve ser a solução base para a gestão de efluentes pecuários em Portugal já que, além da produção de biogás e/ou biometano, se gera um digerido que pode ser utilizado como corretivo orgânico ou biofertilizante agrícola e possui excelentes propriedades para o melhoramento de solos. |
A produção de biometano no setor pecuário deve ser incentivada através de procedimentos que incluam:
• Apoiar projetos bandeira nestes setores que impulsionem a instalação de unidades técnicas de produção de biometano (com análise custo-benefício);
• Definir metas para o encaminhamento de efluentes agroindustriais e pecuários para produção de biogás e/ou biometano;
• Formar e capacitar as empresas do setor agroindustrial e agropecuário para a operação adequada de digestores anaeróbios, incluindo codigestão anaeróbia.
| L11 - Linha de ação n.º 11 (2026-2040) |
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| Diversificar a base tecnológica de produção de biometanoA diversificação da base tecnológica de produção de gases renováveis, como o biometano, é essencial para que o seu potencial possa ser integralmente explorado. Assim, é necessário estudar tecnologias alternativas que maximizem a produção de biometano em larga escala e alarguem o espectro de matérias-primas utilizáveis, com destaque para a gaseificação de resíduos com metanação e a metanação do CO2 presente no biogás com H2 renovável. |
O foco tecnológico da produção de biometano deve, a médio prazo, ir além da digestão anaeróbia através da implementação das seguintes soluções:
• Capacitar os diferentes setores para a operação adequada de digestores anaeróbios e diversificar a produção de biogás (codigestão);
• Quantificar e mapear matérias-primas disponíveis para gaseificação, incluindo resíduos não biogénicos ou com uma componente não biogénica significativa em articulação com a Estratégia de Biodiversidade da União Europeia para 2030;
• Estudar as várias opções de utilização do CO2 biogénico tendo em conta a sua dimensão estratégica para a descarbonização de outros setores, incluindo o acional energético e económico, bem como o impacto na competitividade da produção de biometano através de digestão anaeróbia;
• Estudar e acompanhar os desenvolvimentos da tecnologia de gaseificação para potencial utilização da fração resto dos RU enquanto matéria-prima, à luz dos estudos realizados na L16 e em articulação com os planos setoriais vigentes;
• Agilizar procedimentos de construção/licenciamento de unidades de gaseificação e power-to-methane de forma a acelerar e incentivar a sua implementação.
4.2.2 - Prioridade 4: Desenvolver e criar cadeias de valor a nível regional
A criação de um mercado para o biometano implica, para além do desenvolvimento da produção e consumo, a promoção das cadeias logísticas associadas à recolha e abastecimento de matérias-primas. A definição de sistemas logísticos adequados é especialmente relevante no setor pecuário onde a digestão anaeróbia de efluentes está ainda bastante atrasada e a grande maioria dos resíduos são tratados junto ao local de produção. O desenvolvimento da cadeia de valor associada à produção de biogás no setor pecuário simboliza um dos maiores desafios para o reforço da indústria do biometano a médio prazo. Desde logo, existe a necessidade de encontrar soluções adequadas para consolidar a cadeia de abastecimento do resíduo, assim como definir estrategicamente como concretizar o potencial de produção a nível regional e a melhor forma de escoamento e utilização do digerido enquanto matéria fertilizante após higienização e estabilização. Além disso, a introdução de matérias-primas alternativas e conceitos de produção diferenciados pode representar também uma oportunidade para fomentar o potencial de regiões menos desenvolvidas e contribuir para uma maior coesão territorial e a criação de novas fileiras. É neste sentido que se propõem as seguintes linhas de ação.
| L12 - Linha de ação n.º 12 (2026-2030) |
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| Promover a codigestão de matérias-primas complementares sem comprometer benefícios ambientais (39)O uso de matérias-primas complementares (e. g. culturas energéticas ou macroalgas) apresenta um elevado potencial para diversificar e escalar a produção de biogás. No entanto, é fundamental assegurar que estas matérias-primas são produzidas de forma sustentável e sem competição com o setor alimentar, excluindo o uso de monoculturas, privilegiando o aproveitamento de solos degradados. Assim, em articulação com a RED II e a Estratégia de Biodiversidade da União Europeia para 2030, a utilização desta biomassa adicional na produção de biogás deve ser maximizada como forma de consolidar o mercado do biometano em Portugal. |
De maneira a promover o uso de matérias-primas alternativas e garantir alguma segurança de abastecimento e maximização do rendimento de digestores, recomenda-se:
• Definir cenários para maximizar a biomassa adicional disponível a partir de matérias-primas complementares (configuradas como resíduos no atual RGGR) para a produção de biogás;
• Criar regulamentação para garantir uma abordagem sustentável à utilização de outras matérias-primas alternativas (macroalgas) na produção de biogás;
• Mapear o potencial de biomassa alternativa utilizável na produção de biogás.
| L13 - Linha de ação n.º 13 (2026) |
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| Definir estrategicamente a localização de comunidades de biometano ou pipelines virtuais (transporte rodoviário de mercadorias e marítimo) para a produção de biometano e sua injeção na rede de gásA necessidade de desenvolvimento de infraestruturas centralizadas - "hubs" - a nível regional tem sido apontada como uma das soluções logísticas para que o biometano possa vir a ser injetado na RPG em volumes consideráveis e de forma mais sustentável em termos económicos (ganhos de escala). Estas comunidades de biometano (que podem assumir diferentes modelos de negócio) podem funcionar também ao nível da produção de biogás e do seu upgrading, devendo ser capazes de integrar e harmonizar uma utilização equilibrada de resíduos com diferentes características. Com base nos estudos realizados na Fase 1, deve ser definida uma estratégia para a criação de comunidades de biometano, se necessário associadas a "pipelines virtuais", que facilitem a produção e a injeção do biometano na rede. Neste processo devem ser envolvidos os ORD, a regulação, os municípios e os promotores de projetos por forma a otimizar processos e minimizar custos de investimento e operação de sistema. |
Para a criação de infraestruturas regionais de produção de biogás e/ou upgrading para biometano deve-se:
• Promover a realização de projetos de engenharia e licenciamento estandardizados, tipificados para projetos/comunidades regionais de produção de biometano com dimensões definidas, de modo a facilitar a sua implementação com base em conceitos de modularidade e replicabilidade;
• Definir estrategicamente a localização de comunidades de biometano ou pipelines virtuais regionais, à luz dos estudos realizados na L6 e em articulação com a L14 e L17;
• Incluir a aplicação do digerido no solo no modelo de gestão das comunidades e prever a existência de mercados ou zonas adequadas, preferencialmente junto do local de produção, para a sua incorporação como biofertilizante ou corretivo orgânico;
• Criar uma distinção entre zonas urbanas e não urbanas de potencial de biometano, por forma a não penalizar projetos em função da sua distância à rede. Essa classificação permitirá equiparar condições geográficas distintas e com isso igualar potencial produtivo na sua condição de descarbonização. Esta distinção deverá ser usada como ferramenta de suporte para o desenvolvimento de comunidades de biometano por forma a promover a circularidade local/regional.
| L14 - Linha de ação n.º 14 (2026-2030) |
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| Estimular a criação de soluções de recolha centralizadas a nível regional e associadas a comunidades de biometano ou pipelines virtuais para garantir acesso a matérias-primas de qualidade (40)As cadeias de fornecimento de matérias-primas devem ser suficientemente flexíveis de forma a garantir os requisitos de qualidade e quantidade adequados para a produção de biogás. Uma estratégia para fazer convergir a oferta e a procura de matérias-primas é a utilização de unidades logísticas regionais associadas a comunidades de biometano ou pipelines virtuais, resultado da ação coordenada dos setores relevantes e tendo em conta as realidades locais. Estas unidades permitem uma consolidação da oferta e o aumento de escala, sendo necessário garantir que a sua operacionalização não afeta negativamente os princípios da livre concorrência em toda a cadeia de valor do biometano. |
No sentido de promover novas soluções logísticas de recolha de matérias-primas para produção de biometano sugere-se:
• Definir um quadro regulatório (requisitos quanto à composição) de forma a garantir a qualidade e estabilidade no fornecimento de matérias-primas para a produção de biogás;
• Potenciar sistemas logísticos já implementados nos territórios, incluindo sinergias com outros setores como o dos RU onde devidamente justificado, e incluir a participação dos operadores agropecuários e/ou agroindustriais na criação e desenvolvimento das cadeias de valor, sendo fornecedores de matéria-prima e clientes/beneficiários dos produtos (e. g. biofertilizantes);
• Criar um quadro regulatório claro e harmonizado entre produtores, transportadores e distribuidores de matéria-prima;
• Incentivar a criação de capacidade de armazenamento adequada, junto de cada produtor de matéria-prima para o biogás;
• Incentivar a instalação de órgãos de retenção de efluentes e outras alterações necessárias para o funcionamento adequado da recolha de resíduos/subprodutos.
| L15 - Linha de ação n.º 15 (2026) |
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| Implementar uma estratégia para o digerido enquanto matéria fertilizante de modo a permitir o crescimento do mercado de biometano (41)O digerido é um coproduto da digestão anaeróbia rico em matéria orgânica e nutrientes. No entanto, a sua valorização enquanto matéria fertilizante está sujeita a regras de higienização e estabilização que requerem condições específicas para a digestão anaeróbia ou o uso de processos de tratamento complementares onde se destaca a compostagem. Apesar de num contexto de sustentabilidade dever ser dada primazia à sua utilização como corretivo orgânico, e/ou biofertilizante, o setor agrícola não conseguirá, ainda assim, absorver todo o digerido produzido num cenário de produção de biogás e/ou biometano em larga escala. Importa, por isso, estudar estratégias alternativas para a sua utilização. |
Para desenvolver alternativas para a utilização do digerido propõe-se:
• Promover a compostagem enquanto biotecnologia complementar de tratamento/valorização do digerido;
• Sensibilizar produtores e consumidores para as qualidades do digerido enquanto alternativa ao uso de efluentes brutos como fertilizante;
• Promover acordos entre SGRU e potenciais destinos de composto e digerido produzido a partir de RU, incluindo áreas florestais de gestão sustentável, promovendo o seu escoamento e valorização económica, em articulação com as ações do PERSU 2030;
• Criar um mercado dos "nutrientes reciclados - N, P, K" para fomentar a sua utilização em mais cadeias de valor;
• Definir metas de aplicação do digerido como matéria fertilizante, por exemplo em parques municipais, hortas comunitárias e áreas florestais de gestão sustentável;
• Articular a nível nacional com a operacionalização da Estratégia de Biodiversidade da União Europeia para 2030.
4.2.3 - Prioridade 5: Reforçar a investigação e inovação
A aposta no conhecimento e na inovação é considerada uma componente essencial para o desenvolvimento económico. Portugal tem assumido compromissos de investimento em I&D nas áreas da energia e do clima com o objetivo de aumentar a qualidade e competitividade da investigação nacional e acelerar a implementação de resultados. Nesta matéria, as áreas tecnológicas do biogás e do biometano não devem ser exceção, sendo inquestionável que o desenvolvimento da indústria pode beneficiar de maior investimento em inovação. O reforço deste investimento deve apontar a tecnologias ou processos em fase de investigação industrial (TRL 3-4) ou desenvolvimento experimental (TRL 5-7), assim como a aspetos específicos essenciais à consolidação da cadeia de valor, incluindo a valorização do digerido e a valorização do CO2 resultante do processo de purificação do biogás. É ainda fundamental o estudo e definição de opções estratégicas para o desenvolvimento da fileira do biometano para lá de 2030 e até 2050, especialmente no que respeita à implementação de tecnologias inovadoras ou utilização de recursos que podem ter várias aplicações. Neste contexto, propõem-se duas linhas de ação para promover o desenvolvimento da fileira do biometano.
| L16 - Linha de ação n.º 16 (2026-2030) |
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| Promover a inovação na cadeia de valor, incluindo a valorização do digerido, valorização do CO2 resultante do processo de purificação do biogás e o uso de tecnologias alternativas de produção de biometano em diferentes setores de atividadeA produção de biometano com recurso à gaseificação e power-to-methane está ainda em fase de desenvolvimento experimental (TRL 5-7), sendo estas tecnologias essenciais para consolidar o mercado do biometano. Assim, devem ser alocados recursos financeiros para o reforço da investigação e inovação nas áreas relacionadas de forma a acelerar o desenvolvimento e a competitividade do mercado. Adicionalmente, é essencial reforçar a investigação e inovação a aspetos críticos ao estabelecimento da cadeia de valor como o digerido e a áreas complementares como a valorização e aproveitamento estratégico do CO2 resultante do processo de purificação do biogás. |
A inovação na fileira do biometano deve ser estimulada através de:
• Reforçar o financiamento em I&D&I nas áreas tecnológicas associadas à produção de biogás e biometano por digestão anaeróbia, incluindo avaliação do ciclo de vida, com objetivos estratégicos claros com vista à resolução de problemas concretos identificados na cadeia de valor no âmbito dos estudos realizados na L6;
• Reforçar o financiamento em I&D&I para tecnologias ou conceitos ainda em fase de desenvolvimento ou com implementação incipiente em Portugal direcionados à valorização do digerido (extração e recuperação de nutrientes);
• Reforçar o financiamento em I&D&I para tecnologias de captura, armazenamento e valorização do CO2 resultante do processo de purificação do biogás para biometano;
• Reforçar o financiamento em I&D&I para tecnologias ou conceitos ainda em fase de desenvolvimento ou com implementação incipiente em Portugal (e. g. gaseificação de resíduos biogénicos e não biogénicos de vários setores e indústrias), no âmbito dos instrumentos disponibilizados pela UE ou outros;
• Fomentar parcerias entre instituições de ensino/I&D e a indústria de forma a implementar projetos demonstradores da produção e utilização de biometano.
| L17 - Linha de ação n.º 17(2026-2030) |
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| Reforçar a avaliação estratégica para a concretização do potencial de biometano e utilização do CO2 biogénico por tecnologias inovadoras identificadas como de especial interesseA elaboração de estudos prospetivos na Fase 1 permitirá decisões de investimento informadas, capazes de consolidar a estratégia para a fileira do biometano em Portugal e aumentar o número de instalações de produção até 2030. No entanto, esta avaliação estratégica deve ser reforçada de forma contínua e considerar a expansão da fileira do biometano para lá de 2030 e até 2050, garantindo um crescimento sustentado do setor e uma dimensão estratégica adequada para o biometano e subprodutos derivados na política energética nacional. |
A avaliação estratégica deve:
• Utilizar os resultados dos estudos realizados na Fase 1 e definir uma dimensão estratégica adequada para o biometano na política energética nacional até 2050;
• Definir opções estratégicas para o aproveitamento do CO2 biogénico resultante da purificação de biogás, em articulação com a L11;
• Definir opções estratégicas para diferentes tecnologias, especialmente a gaseificação e o powerto-methane, em articulação com a L11;
• Criar projetos bandeira que sirvam de modelo para a adoção das opções estratégicas escolhidas.
4.3 - Eixo transversal - 2024-2040: Garantir a sustentabilidade social e ambiental
Para assegurar a sustentabilidade social e ambiental do aproveitamento do biometano é imprescindível gerar uma base sólida para os seus benefícios enquanto gás alternativo e renovável. É neste sentido que se torna fundamental conciliar os valores da sustentabilidade para o cumprimento do princípio "Não Prejudicar Significativamente" (DNSH na sigla anglo-saxónica), garantindo um desenvolvimento sustentável da fileira do biometano em Portugal. Neste contexto, a fileira do biometano abrange uma série de atividades económicas descritas no anexo 2 do Regulamento Delegado (UE) 2021/2139 da Comissão, de 4 de junho de 2021, que completa o Regulamento (UE) 2020/852 do Parlamento Europeu e do Conselho, de 18 de junho de 2020 (Regulamento Taxonomia), que estabelece os critérios necessários para que uma atividade seja considerada sustentável do ponto de vista ambiental, nomeadamente: i) produção de biogás e biocombustíveis para utilização nos transportes; ii) redes de transporte e distribuição de gases renováveis e hipocarbónicos; iii) digestão anaeróbia de lamas de depuração, e iv) digestão anaeróbia de biorresíduos.
Do acima exposto, depreende-se que os agentes económicos interessados no desenvolvimento da fileira do biometano em Portugal terão de cumprir os critérios do DNSH, contribuindo substancialmente para os objetivos ambientais estabelecidos no artigo 9.º do Regulamento Taxonomia, não prejudicando significativamente nenhum desses objetivos, de acordo com o disposto nos artigos 10.º a 17.º e conforme apresentado no anexo 6 - tabela A12. O desenvolvimento do setor do biometano em Portugal deve, assim, salvaguardar de forma integrada os três pilares da sustentabilidade e integrar as componentes social e ambiental com o progresso da economia num contexto de DNSH. Para responder a este desafio é necessário atuar ao nível dos processos de produção e envolver as populações locais no desenvolvimento do setor através de um conjunto de ações que maximizem os impactos positivos do biometano como motor de desenvolvimento das regiões.
Desta forma, o eixo transversal do PAB foca-se nas questões de desenvolvimento social e ambiental segundo as seguintes prioridades:
• Prioridade 6: Assegurar a sustentabilidade da fileira do biometano;
• Prioridade 7: Estimular e reforçar sinergias entre os atores da cadeia de valor.
4.3.1 - Prioridade 6: Assegurar a sustentabilidade da fileira do biometano
Apesar dos benefícios inegáveis do biometano, a abordagem a considerar para o seu aproveitamento pode levantar questões de sustentabilidade. Assim, os objetivos de desenvolvimento do mercado devem estar centrados na descarbonização e progresso social, sendo vital que as atividades associadas à produção de biogás e biometano não afetem negativamente o ambiente, por exemplo ao nível da biodiversidade ou práticas agrícolas inadequadas. A linha de ação seguinte estabelece uma base para assegurar a sustentabilidade do setor.
| L18 - Linha de ação n.º 18 (2026-2030) |
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| Garantir uma utilização sustentável do potencial de biometano em Portugal (42)É essencial mitigar os impactes negativos associados ao aproveitamento do biometano em Portugal, de modo a não comprometer objetivos ambientais e sociais. Para tal, devem ser disponibilizadas orientações que assegurem e integrem critérios de sustentabilidade em toda a cadeia de valor do recurso, desde a recolha e transporte de resíduos até à produção e utilização de biometano, incluindo os subprodutos gerados no processo. |
A sustentabilidade do aproveitamento do biometano a nível nacional passa por:
• Promover, através de incentivos e sem prejuízo dos equipamentos já existentes, o uso de veículos e métodos sustentáveis para a recolha e transporte de resíduos e incorporação de digerido em campos agrícolas;
• Operacionalizar a estratégia europeia de redução de emissões de metano para a atmosfera ("methane leakage") e capacitar setores estratégicos, como o dos resíduos e agroindustrial, para o seu cumprimento;
• Valorizar a utilização dos nutrientes do digerido e do CO2 biogénico disponível após o upgrading do biogás e promover o seu uso numa lógica de circularidade, avaliando sinergias com outros setores industriais (e. g. uso direto na indústria alimentar e de bebidas ou do tratamento de águas);
• Fomentar a metanação catalítica (e biológica) do CO2 biogénico resultante do upgrading para aumentar a produção de biometano (power-to-methane) e avaliar potenciais pontos de contacto com a produção de hidrogénio renovável, em articulação com a ENH2.
4.3.2 - Prioridade 7: Estimular e reforçar sinergias entre os atores da cadeia de valor
A sustentabilidade do biometano passa também pela sua aceitação ao longo de toda a cadeia de valor, em particular a nível regional. As economias locais podem usufruir de um valor acrescentado associado ao aproveitamento de gases renováveis como o biometano, mas para isso deve existir uma consciencialização dos benefícios que o desenvolvimento do setor pode trazer, para além de maior consenso em termos de aceitação social de modo a evitar fenómenos NIMBY. A definição de estratégias de comunicação e campanhas de informação deve por isso ser considerada, a par da promoção do associativismo entre os diferentes atores da cadeia de valor e do envolvimento efetivo das populações e poder político regional e local na fase inicial de desenvolvimento de projetos. A capacitação da indústria e dos produtores de resíduos é outro dos aspetos que não deve ser subvalorizado. As linhas de ação abaixo pretendem garantir estes objetivos.
| L19 - Linha de ação n.º 19 (2024-2030) |
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| Aumentar a consciencialização e capacitar a indústria nacional para o aproveitamento do potencial do biometano nos principais setores de interesse, utilizando os roteiros, clusters e sistemas já existentes (43)É essencial capacitar tecnicamente a indústria associada à cadeia de valor do biogás e do biometano, assim como promover ambos os gases enquanto vetores de descarbonização e desenvolvimento económico-social a nível regional. Esta disseminação é especialmente relevante no setor pecuário e deve ter uma base de conhecimento científica, assim como destacar os múltiplos benefícios associados à cadeia de valor de ambos os gases, em particular o biometano. |
Para promover a indústria do biogás e biometano enquanto fator de desenvolvimento regional deve-se:
• Sensibilizar e informar a comunidade acerca dos benefícios inerentes à produção de biogás e/ou biometano;
• Capacitar o poder político regional e local para os benefícios do biogás e biometano de forma a combater fenómenos NIMBY;
• Promover o associativismo e o diálogo entre produtores nos setores estratégicos identificados e fomentar oportunidades de formação sobre as vantagens do biogás e/ou biometano;
• Apoiar o desenvolvimento de competências profissionais direcionadas para a indústria;
• Incentivar a participação da indústria e principais atores da cadeia de valor nacional em parcerias estratégicas internacionais no âmbito do plano REPowerEU.
| L20 - Linha de ação n.º 20 (2026-2030) |
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| Integrar a sociedade civil e os órgãos de administração pública regionais e locais no desenvolvimento do setor e promover um envolvimento participativo de todos os atores na cadeia de valor (44)O aproveitamento do biometano enquanto substituto do gás natural fóssil é um investimento estruturante para a sociedade portuguesa o que implica transformações profundas em vários setores. Desta forma, é importante desenvolver estratégias de diálogo com todos os atores da cadeia de valor, desde produtores de biogás e biometano, provedores de tecnologia, populações locais, associações profissionais e ambientalistas, órgãos da administração pública regionais e locais, no sentido de garantir um desenvolvimento sustentado do setor do biometano em Portugal. |
O envolvimento multiparticipativo dos vários atores da cadeia de valor do biometano deve ter como objetivo:
• Promover e apoiar eventos, em especial conferências, workshops e formações, que juntem os vários atores da cadeia de valor a nível nacional e regional, em articulação com a implementação das L2, L3 e L15;
• Promover a participação dos diversos setores, associações e representantes em fóruns para promoção e partilha de boas práticas;
• Incluir associações e populações locais, bem como órgãos da administração pública local/regional, na fase de pré-projeto de instalações para garantir maior aceitação a nível regional;
• Considerar no custo final do biometano e respetivo sistema de incentivos, o custo adicional das medidas de mitigação locais associadas a projetos de instalações, se necessárias e existentes.
5 - Apoios públicos à promoção do biometano
A estratégia integrada para o desenvolvimento sustentado dos gases renováveis em Portugal tem vindo a incluir diversos apoios públicos ao investimento, associados às instalações de produção de biometano.
Nos apoios ao investimento, destacam-se os 185 milhões de euros recentemente atribuídos através do PRR dedicados ao apoio à produção de hidrogénio renovável e biometano sustentável. A atribuição destes apoios iniciou-se em 2023 e perspetiva-se que as unidades de produção em questão estejam em pleno funcionamento em 2026.
No primeiro aviso do PRR, foram atribuídos apoios de 102 milhões de euros a 25 novos projetos, para um total de 229 milhões de euros de investimento. Estes projetos representarão, em 2026, uma capacidade instalada total de produção de gases renováveis de 106 MW.
O segundo aviso do PRR, com dotação de 83 milhões de euros, contou com um total de 49 candidaturas. Das candidaturas submetidas, 39 dizem respeito a projetos de hidrogénio verde, 9 são de biometano e 1 projeto prevê a produção dos dois gases renováveis. No total, as candidaturas submetidas preveem adicionar 443 MW de capacidade de produção, correspondendo a um montante de financiamento solicitado de 353 milhões de euros para um total de investimento de 906 milhões de euros.
Será ainda lançado um novo aviso, no âmbito do REPowerEU, resultante da reprogramação do PRR, com uma dotação de 70 milhões de euros, o que totalizará o valor de 255 milhões de euros de apoio ao investimento (CAPEX) associado às unidades de produção e gases renováveis.
A atribuição de apoio financeiro no âmbito da produção dos gases renováveis representa uma estratégia crucial para a reindustrialização verde do país, potenciando a incorporação nacional e o crescimento de empregos verdes, impulsionando a coesão territorial e promovendo o desenvolvimento equitativo em todas as regiões de Portugal.
Por outro lado, para operacionalizar o apoio ao OPEX, o leilão de sistema de compra centralizada de biometano e hidrogénio produzido por eletrólise a partir da água, com recurso a eletricidade com origem em fontes de energia renovável, tal como definido na Portaria n.º 15/2023, de 4 de janeiro, será um importante instrumento de política pública. Pretende-se assegurar a primeira resposta de consumo aos produtores de gases renováveis, incentivando, assim, a execução dos respetivos projetos.
Este leilão inaugural visa impulsionar o mercado de biometano em expansão, antecipando a realização de futuros leilões que catalisarão a sua efetivação e desenvolvimento contínuo em Portugal.
6 - Monitorização do progresso
Monitorizar o progresso da aplicação de políticas é essencial para garantir que o desenvolvimento se encontra alinhado com os objetivos assumidos. Os intervenientes na cadeia de valor devem ter um papel ativo nesta monitorização no sentido de reportarem indicadores que potenciem a rápida e fácil integração das políticas adotadas. No âmbito da monitorização e da avaliação do PAB estabelecem-se abaixo uma série de ambições/indicadores que resultarão da concretização das linhas de ação propostas. O cumprimento da calendarização (não definitiva e a ser ajustada em fase de execução) é importante para acelerar atividades ao longo da cadeia de valor e executar a visão estratégica para o biometano assumida para os horizontes de 2026 e 2040.
| Linhas de ação | 2024-2026 | 2026-2040 |
|---|---|---|
| Linhas de ação | Ambição | Ambição |
| Prioridade 1: Acelerar o desenvolvimento da produção e consumo de biometano | Prioridade 1: Acelerar o desenvolvimento da produção e consumo de biometano | Prioridade 1: Acelerar o desenvolvimento da produção e consumo de biometano |
| L1. Prosseguir um quadro de apoios à produção de biometano. | Publicação do quadro de apoio à produção de biometano.Operacionalização dos regulamentos e procedimentos das garantias de origem.Realização dos primeiros leilões. | - |
| L2. Efetivar a recolha seletiva de biorresíduos e capacitar os SGRU a maximizar a valorização orgânica por digestão anaeróbia. | Estudo do impacte para as atuais infraestruturas de tratamento biológico por compostagem do encaminhamento de biorresíduos para digestão anaeróbia e articulação de objetivos com o PERSU 2030 e demais planos setoriais.Criação de um incentivo específico de forma a comprometer e capacitar os municípios para a recolha seletiva de biorresíduos. | |
| L3. Fomentar a reconversão de unidades de biogás já existentes para biometano e acelerar a implementação de projetos já aprovados e/ou em desenvolvimento no setor agropecuário e agroindustrial. | Estudo do impacte para o setor dos RU e das águas residuais da descontinuidade do modelo de valorização de biogás em energia.Promoção do upgrading do biogás em biometano em alternativa à produção de eletricidade a partir do biogás através do quadro de incentivos a ser publicado.Estudo do impacte para o setor agrícola de priorizar o encaminhamento de efluentes pecuários para produção de biogás em detrimento da valorização agrícola e compostagem e articulação de objetivos com a ENEAPAI 2030. | |
| L4. Estabelecer metas de incorporação de biometano na RPG. | Avaliação e revisão das metas de incorporação do biometano na rede de gás.Definição de metas de incorporação de biometano na RPG. | Substituição de até 18,6 % do consumo de gás natural em relação aos valores de consumo na RPG previstos para 2030. |
| L5. Explorar oportunidades para o biometano no setor dos transportes e incentivar o consumo de biometano na indústria, em particular nas indústrias abrangidas pelo SGCIE. | Avaliar incentivos fiscais para o biometano veicular enquanto biocombustível avançado e indústria SGCIE. | |
| L6. Realizar estudos prospetivos para a implementação estratégica de projetos e avaliar necessidades de novas ligações à infraestrutura atual para a injeção de biometano a nível regional. | Avaliação do potencial de biometano a nível regional e de utilizações para o digerido.Avaliação de necessidades de desenvolvimento da RPG de acordo com o potencial de biometano.Publicação de resultados para otimização da injeção de biometano na RPG. | - |
| Prioridade 2: Criar um quadro regulatório adequado | Prioridade 2: Criar um quadro regulatório adequado | Prioridade 2: Criar um quadro regulatório adequado |
| L7. Promover a injeção de biometano na RPG. | Enquadramento favorável e claro para pedidos de ligação à rede, incluindo critérios técnicos de análise bem definidos e transparentes. | - |
| L8. Clarificar o quadro regulamentar e agilizar os processos de licenciamento. | Agilização e clarificação de entendimentos dos processos de licenciamento ambiental necessários à implementação de projetos de biometano.Implementação de um portal único para todos os contactos considerados necessários à apreciação e boa execução dos procedimentos de licenciamento requeridos.Disponibilização de normas jurídicas e guias de apoio, assim como definir prazos e clarificar todos os processos de licenciamento necessários ao longo da cadeia de valor.Agregação da legislação dispersa relativa à construção e licenciamento de unidades de produção de biogás e biometano e restante cadeia de valor. | - |
| Prioridade 3: Escalar a produção de biometano em Portugal | Prioridade 3: Escalar a produção de biometano em Portugal | Prioridade 3: Escalar a produção de biometano em Portugal |
| L9. Incentivar as entidades gestoras do setor das águas residuais a utilizar e maximizar a digestão anaeróbia de lamas. | - | Definição e articulação de objetivos com as políticas do setor.Metas de encaminhamento de lamas de ETAR para produção de biogás e biometano. |
| L10. Escalar a valorização orgânica de efluentes pecuários e agroindustriais para produção de biometano. | - | Metas para o encaminhamento de efluentes agroindustriais e pecuários para produção de biogás e/ou biometano definidas.Formação e capacitação de empresas do setor agroindustrial e agropecuário. |
| L11. Diversificar a base tecnológica de produção de biometano além da digestão anaeróbia. | - | Estudos de utilização do CO2 biogénico e da viabilidade de unidades de gasificação ou power-to-methane em regiões de alto interesse.Publicação do estudo das várias opções de utilização do CO2 biogénico tendo em conta a sua dimensão estratégica para a descarbonização de outros setores. |
| Prioridade 4: Desenvolver e criar cadeias de valor a nível regional | Prioridade 4: Desenvolver e criar cadeias de valor a nível regional | Prioridade 4: Desenvolver e criar cadeias de valor a nível regional |
| L12. Promover a codigestão de matérias-primas complementares sem comprometer benefícios ambientais. | - | Publicação do mapeamento do potencial de biomassa alternativa utilizável na produção de biogás.Uso de matérias-primas alternativas na produção de biogás em sistemas de codigestão de lamas e de efluentes pecuários e agroindustriais. |
| L13. Definir estrategicamente a localização de comunidades de biometano ou pipelines virtuais (transporte rodoviário de mercadorias e marítimo) para a produção de biometano e sua injeção na rede de gás. | - | Definição estratégica da localização de comunidades de biometano ou pipelines virtuais regionais. |
| L14. Estimular a criação de soluções de recolha centralizadas a nível regional a associadas a comunidades de biometano ou pipelines virtuais para garantir acesso a matérias-primas de qualidade. | - | Publicação de quadro regulatório para os requisitos de qualidade de matérias-primas utilizáveis na produção de biogás publicado. |
| L15. Implementar uma estratégia para o digerido enquanto matéria fertilizante de modo a permitir o crescimento do mercado de biometano. | - | Implementação de uma estratégia para o digerido enquanto matéria fertilizante.Campanha de promoção da compostagem enquanto biotecnologia de tratamento/valorização complementar do digerido.Digerido bem estabelecido no mercado enquanto alternativa a fertilizantes químicos. |
| Prioridade 5: Reforçar e promover a investigação e inovação | Prioridade 5: Reforçar e promover a investigação e inovação | Prioridade 5: Reforçar e promover a investigação e inovação |
| L16. Promover a inovação na cadeia de valor, incluindo a valorização do digerido, valorização do CO2 resultante do processo de purificação do biogás e o uso de tecnologias alternativas de produção de biometano em diferentes setores de atividade. | - | Disponibilização de linha de financiamento para projetos de I&D&I na área do biometano, CO2 biogénico e digerido.Projetos concluídos e divulgação ampla dos resultados alcançados. |
| L17. Reforçar a avaliação estratégica para a concretização do potencial de biometano e utilização do CO2 biogénico por tecnologias inovadoras identificadas como de especial interesse. | - | Definição de opções estratégicas para o aproveitamento do CO2 biogénico resultante da purificação de biogás, para a gaseificação e o power-to-methane. |
| Prioridade 6: Assegurar a sustentabilidade da fileira do biometano | Prioridade 6: Assegurar a sustentabilidade da fileira do biometano | Prioridade 6: Assegurar a sustentabilidade da fileira do biometano |
| L18. Garantir uma utilização sustentável do potencial de biometano em Portugal. | Transposição da estratégia europeia de redução de emissões de metano para a atmosfera. | - |
| Prioridade 7: Estimular e reforçar sinergias entre os atores da cadeia de valor | Prioridade 7: Estimular e reforçar sinergias entre os atores da cadeia de valor | Prioridade 7: Estimular e reforçar sinergias entre os atores da cadeia de valor |
| L19. Aumentar a consciencialização e capacitar a indústria nacional para o aproveitamento do potencial do biometano nos principais setores de interesse, utilizando os roteiros, clusters e sistemas já existentes. | Campanha de promoção do biometano como substituto do gás natural fóssil.Criação de um roteiro/academia para o biometano e promoção de ações formativas. | - |
| L20. Integrar a sociedade civil e os órgãos de administração pública regionais e locais no desenvolvimento do setor e promover um envolvimento participativo de todos os atores na cadeia de valor. | Ciclo de fóruns e workshops para o envolvimento participativo da comunidade no aproveitamento do biometano. | - |
Além disso, será de elevada importância a existência de uma maior proximidade e colaboração entre os stakeholders, com o objetivo de promover a produção e utilização de biometano em Portugal e cumprir com as linhas de ação previstas no PAB.
Recomenda-se ainda a realização de uma análise custo-benefício completa e transparente de um eventual esquema de apoio à produção de biometano, tendo em consideração as externalidades ambientais evitadas na sua produção.
Por fim, acrescenta-se que o PAB deve acompanhar o crescimento do mercado de biometano no país, pelo que deve ser devidamente atualizado com medidas adequadas, concretas e cada vez mais específicas, sugerindo-se a publicação de uma versão atualizada em 2026.
ANEXO 1 — Locais de injeção na rede nacional de gás e possíveis sistemas logísticos para o aproveitamento do potencial de injeção de biometano
De maneira a apoiar um rápido desenvolvimento do mercado, um dos passos iniciais passa por avaliar de forma prospetiva o modo e locais de incorporação do biometano na rede nacional de gás. A figura A1 apresenta uma base visual das regiões com maior potencial de injeção tendo em consideração possíveis sinergias com o sistema nacional de gás natural (SNG).
Figura A1. Estudo prospetivo sobre os locais de incorporação de biometano no SNG considerando os pontos de entrega nos quais se dá a transferência da gestão do gás. Cenário A: interligações estações de redução e medição de gás natural (ERMG) (pontos de entrega da rede nacional de transporte de gás natural (RNTGN); e Cenário B: Interligações unidades autónomas de gás (UAG) (pontos de entrega para redes de distribuição isoladas
Em termos logísticos são considerados dois cenários: um primeiro onde o biometano é injetado na forma comprimida nas redes de distribuição (entre 20 e 4 bar) e um segundo onde o offtake é realizado na forma liquefeita através de pipelines virtuais. Em ambos os casos, as zonas com maior potencial de injeção de biometano são inferidas pela criação de buffers [até 25 km (45)(46)] em torno dos pontos de interface do SNG. No cenário A, é considerada a localização geográfica das ERMG que asseguram a interligação física entre a RNTGN e a RNDGN (interligações ERMG) e no cenário B a localização geográfica das UAG que garantem a interligação com redes de distribuição isoladas em alguns concelhos (interligações UAG).
Desta maneira, e não tendo sido possível obter informação georreferenciada das redes de distribuição a baixa pressão a nível local, a figura representa uma primeira aproximação ao potencial de injeção de biometano nestas redes. Tendo em conta o critério da proximidade com o SNG, verifica-se que as regiões de maior potencial se situam no litoral e no interior norte do país. Ainda assim, esta análise é preliminar e não dispensa um estudo mais detalhado onde se incluam fatores como o potencial de produção de biometano a nível regional e outras características da rede de gás (capacidades, etc.) de acordo com o sugerido na L6.
ANEXO 2 — Metodologia de cálculo para estimativa do potencial de biogás e biometano
Neste anexo é apresentada a metodologia de cálculo utilizada para estimar o potencial de biogás e de biometano a partir de cada uma das matérias-primas consideradas no contexto do Plano de Ação para o Biometano. São consideradas três tipologias de potencial de acordo com as seguintes definições:
Potencial teórico, em que é assumido que toda a matéria-prima disponível a nível nacional é convertida em biogás;
Potencial técnico, em que apenas uma percentagem da matéria-prima é considerada utilizável devido a restrições de recolha ou utilização para fins não energéticos;
Potencial de implementação, em que é considerada a competição pelo uso da matéria-prima para fins energéticos no contexto nacional e pela utilização final do biogás produzido para a produção de eletricidade, cogeração ou upgrading para biometano.
Assim, o potencial técnico tem em consideração a quantidade de matéria-prima que pode ser efetivamente recolhida e/ou encaminhada para valorização, o que permite uma estimativa mais realista, enquanto o potencial de implementação tem em conta a competição pelos recursos e pelo biogás produzido no contexto da matriz energética nacional. Nestas estimativas, são assumidas percentagens de potencial técnico para cada matéria-prima, em linha com vários relatórios a nível europeu, e percentagens de utilização de recursos e de biogás de acordo com o modelo energético nacional "Janus" [Janus 5.5 release 2023.05.05 (3) (47) (49)]. Para a determinação do potencial teórico e técnico de biometano, é considerada uma composição de biogás entre 50 % e 55 % (%v/v CH4), de acordo com a matéria-prima como detalhado de seguida.
Efluentes pecuários (48) (Estrumes e chorumes)
Para o cálculo do potencial de produção de biogás destes resíduos consideraram-se as espécies bovina, suína, ovina, caprina e avícola. Esta seleção deve-se ao facto de estas serem as espécies com maior representatividade no setor pecuário a nível nacional. Para todas as espécies, com exceção da avícola, foram considerados os efluentes produzidos em explorações intensivas. As explorações extensivas foram consideradas para os 10 concelhos com maior produção de efluentes e apenas para as espécies bovina e suína pelo facto de a produção estar mais concentrada geograficamente e ser neste tipo de explorações em que é mais viável a recolha e aproveitamento centralizado da matéria para digestão anaeróbia. Já para as explorações de aves, considerou-se a estimativa do efluente gerado tendo em conta o efetivo animal existente em Portugal continental. O cálculo do potencial teórico foi determinado de acordo com a equação:
Vbiogás = EP × %ST × %SV × BiogásVol
em que:
Vbiogás - Produção de biogás (m3/ano);
EP - Estrume produzido (ton/ano);
%ST - Sólidos totais (%);
%SV - Sólidos voláteis (%ST);
BiogásVol - Volume de biogás (m3/tonVS).
Na tabela A1 são apresentados os valores utilizados no cálculo do potencial teórico. Para a estimativa do potencial técnico assumiu-se que 70 % (49) da matéria-prima (85 % no caso das aves) pode ser valorizada, sendo todo o potencial técnico encaminhado para a produção de biogás, do qual 90 % é utilizado para a produção de biometano.
Tabela A1 - Fatores de conversão para a estimativa do potencial de produção de biogás a partir de estrume (50)
| Espécie | Quantidade (*)[m3] | Sólidos totais[%] | Sólidos voláteis[% ST] | Produção de biogás[m3/tonVS] | % Volume(CH4) |
|---|---|---|---|---|---|
| Bovinos | 7 852 930 | 8.50 | 76.5 | 230 | 55 |
| Suínos | 3 636 525 | 6.05 | 72.5 | 360 | 55 |
| Ovinos e caprinos | 3 086 998 | 35.00 | 22.6 | 1 | 50 |
| Avícola | 1 335 024 | 19.5 | 76.0 | 300 | 55 |
(*) Dados ENEPAI.
Resíduos agrícolas
O potencial técnico para os resíduos agrícolas foi estimado tendo em conta restrições na sua recolha, considerando, nomeadamente, a sua utilização na remediação de solos ou forragens para animais. Desta forma, o potencial técnico para estes resíduos corresponde apenas à remoção sustentável de sobras nos terrenos agrícolas, o que resulta na sua utilização sustentável para fins energéticos (49), tal como apresentado na tabela A2.
Tabela A2 - Estimativa do potencial técnico de biogás a partir de resíduos agrícolas (49)
| Quantidade (*)[ton] | Matéria seca[%] | Produção de biometano[m3 CH4/kg matéria-seca] | Recolha sustentável [%] | Potencial sustentável de utilização[%] | % Volume (CH4) |
|---|---|---|---|---|---|
| 2 788 491 | 76 | 0.235 | 30 | 75 | 60 |
(*) Dados LNEG.
Do potencial técnico estimado, considera-se que 56 % será encaminhado para a produção de biogás em 2030 (com crescimento para 83 % em 2040) e 90 % do biogás produzido será convertido em biometano em ambos os anos, devido ao encaminhamento da matéria-prima para utilizações energéticas alternativas, como a produção de eletricidade ou de biocombustíveis avançados.
Resíduos agroindustriais
O potencial técnico de biogás para os resíduos agroindustriais corresponde ao produto da quantidade de efluente produzida pela sua carga orgânica (CQO) e pela produtividade de biogás (Nm3 biogás/kgCQO), tal como apresentado na tabela A3 e de acordo com a equação:
Vbiogás = AR × CQO × BiogásVol
em que:
Vbiogás - Produção de biogás (m3/ano);
AR - Água residual produzida (m3 água residual/tonproduto/ano);
CQO - Carência química de oxigénio (kg CQO/m3);
BiogásVol - Produtividade de biogás (m3/m3água residual).
Tabela A3 - Estimativa do potencial de produção de biogás a partir de resíduos agroindustriais (49)
| Quantidade (*)[ton] | Água residual industrial(m3água residual/tonprod) | CQO (kg CQO/m3 água residual) | Produção de biogás (Nm3 biogás/kg CQO) | %Volume(CH4) |
|---|---|---|---|---|
| 330 000 | 10 | 13.63 | 0.482 | 57 |
(*) Dados LNEG.
Na estimativa deste potencial assumiu-se que 80 % (49) da matéria-prima está disponível para valorização e 75 % pode ser encaminhada para produção de biogás em 2030 (80 % em 2040) sendo a restante percentagem utilizada para a produção de biocombustíveis avançados. Em linha com os recursos anteriores, 90 % do biogás produzido é convertido em biometano em ambos os horizontes temporais.
RU (fração orgânica)
Nesta categoria é considerada a fração orgânica (FO) contida nos RU (45 %) recolhidos de forma indiferenciada, o que corresponde a cerca de 1,8 Mton de biorresíduos, de acordo com o Relatório Anual Resíduos Urbanos 2021 (51). Assumindo-se desde já a impossibilidade da recolha total da FO, na estimativa do potencial técnico considerou-se que 68,5 % (47) da FO disponível pode ser encaminhada para produção de biogás o qual contém 55 % de CH4 em volume (49). A quantidade de biogás produzida é determinada a partir da seguinte equação:
Vbiogás = Fração orgânicaRSU × BiogásVol
em que:
BiogásVol - Produtividade de biogás (130 m3 de biogás/tonresíduo)
Já para a estimativa do potencial de implementação da FO, considera-se que 90 % do seu potencial técnico será encaminhado para a produção de biogás em 2030 (100 % em 2040), sendo 90 % desse biogás purificado em biometano em 2030 e 2040.
Lamas de estações de tratamento de águas residuais
Para a produção de biogás a partir de lamas de estações de tratamento de águas residuais (ETAR) considerou-se que 77,5 % (49) da matéria-prima está disponível para valorização e a totalidade deste potencial será encaminhado para produção de biogás em 2030 e 2040 com 90 % de conversão do biogás em biometano em ambos os horizontes temporais. O potencial técnico foi estimado a partir da equação seguinte onde 60 % do volume do biogás corresponde a CH4, de acordo com a Tabela 5:
VBiogás = LE × %ST × %SV × BiogásVol
em que:
VBiogás - Produção de biogás (m3/ano)
LE - Lamas de ETAR (ton/ano)
%ST - Sólidos totais (%)
%SV - Sólidos voláteis (%ST)
BiogásVol - Produtividade de biogás (m3/m3água residual)
Tabela A4 - Estimativa do potencial de produção de biogás a partir das lamas de ETAR (52) (53)
| Quantidade lamas (*) [ton] | Sólidos totais [%] | Sólidos voláteis [% ST] | Volume de biogás [m3/tonVS] |
|---|---|---|---|
| 579 739 | 20 | 70 | 300 |
(*) Dados ERSAR.
Gaseificação
Esta tecnologia é considerada na estimativa do potencial de biometano utilizando apenas resíduos florestais como matéria-prima. Assumiu-se que 0,3 e 10 % dos resíduos florestais produzidos a nível nacional poderão ser encaminhados para gaseificação em 2030 e 2040, respetivamente, tendo em conta a sua utilização em mercados como o da produção de eletricidade, cogeração, hidrogénio, entre outros. Para esta estimativa considerou-se uma quantidade de 7,3 milhões de toneladas de resíduos (Fonte: LNEG) e assumiu-se um fator de conversão de biomassa florestal em biometano de 0,200 kg de CH4/kg de biomassa (54).
Power-to-methane
O conceito Power-to-methane (PtM) é um método de produção de metano renovável (e-metano) baseado na tecnologia de metanação, também conhecido como processo de Sabatier, que envolve a hidrogenação do CO2 de acordo com a equação:
Para o cálculo do potencial de produção derivado do PtM assumiu-se a estequiometria da reação como apresentada na equação acima, e apenas foi considerado o CO2 biogénico proveniente do upgrading do biogás, assumindo-se a disponibilidade de H2 verde produzido por eletrólise da água. A composição base do biogás utilizada para a estimativa foi, como já referido, de 55 % (%v/v CH4). Tendo em consideração o grau de maturidade da tecnologia e as estimativas crescentes para a produção de H2 verde no território nacional, estimou-se que 10 % e 90 % do CO2 biogénico produzido nas unidades de biogás será convertido em biometano em 2030 e 2040, respetivamente.
ANEXO 3 — Principais barreiras ao desenvolvimento do mercado de biometano em Portugal
Tabela A5 - Sumários das principais barreiras que limitam o desenvolvimento do mercado de biometano nacional e correspondência com as linhas de ação propostas no Plano de Ação para o Biometano (PAB) (55) (56) (57) (58)
| Tipo | Barreira | Descrição | Linha de ação |
|---|---|---|---|
| Económico | Necessidade de garantir apoios à produção de biometanoFalta de investimento do setor privado | A inexistência de um "modelo de negócio" para o biometano é uma das principais barreiras para os proponentes de instalações de biometano já que estas não têm viabilidade em condições normais de mercadoA promoção de sistemas de apoios e soluções de financiamento favoráveis como forma de atrair o setor privado para o biometano | L1. Prosseguir um quadro de apoios à produção de biometanoL3. Fomentar a reconversão de unidades de biogás já existentes para biometano e acelerar a implementação de projetos já aprovados e/ou em desenvolvimento no setor agropecuário e agroindustrialL13. Definir estrategicamente a localização de comunidades de biometano ou pipelines virtuais (transporte rodoviário de mercadorias e marítimo) para a produção de biometano e sua injeção na rede de gásL17. Reforçar a avaliação estratégica para a concretização do potencial de biometano e utilização do CO2 biogénico por tecnologias inovadoras identificadas como de especial interesse |
| Social/Ambiental | Sustentabilidade da cadeia de valorDesconhecimento do setor e falta de divulgação das vantagens do biometano para o público em geral, potenciando o fenómeno NIMBY | A falta de soluções de mercado para o digerido é um dos fatores que pode resultar num desenvolvimento menos sustentável da fileira do biometano em Portugal. É também importante diversificar o uso do biometano como biocombustívelDa mesma forma, a falta de comunicação com o público em geral pode também levar à perda de oportunidades na transição energética e social que representa para Portugal | L5. Explorar oportunidades para o biometano no setor dos transportes e incentivar o consumo de biometano na indústria, em particular nas indústrias abrangidas pelo SGCIE.L15. Implementar uma estratégia para o digerido enquanto matéria fertilizante de modo a permitir o crescimento do mercado de biometanoL18. Garantir uma utilização sustentável do potencial de biometano em Portugal |
| L19. Aumentar a consciencialização e capacitar a indústria nacional para o aproveitamento do potencial do biometano nos principais setores de interesse, utilizando os roteiros, clusters e sistemas já existentesL20. Integrar a sociedade civil e os órgãos de administração pública regionais e locais no desenvolvimento do setor e promover um envolvimento participativo de todos os atores na cadeia de valor | |||
| Tecnológico | Garantir a quantidade e qualidade das matérias-primasFoco excessivo na tecnologia de digestão anaeróbia | A importância de assegurar a qualidade e quantidade de matérias-primas, bem como definir o seu custo ou possível receita revelam-se essenciais para garantir a viabilidade financeira da cadeia de valor do biometanoA utilização exclusiva do processo de digestão anaeróbia é um dos principais desafios do setor de modo a conseguir escalar a produção de biometano | L2. Efetivar a recolha seletiva de biorresíduos e capacitar os SGRU a maximizar a valorização orgânica por digestão anaeróbiaL12. Promover a codigestão de matérias-primas complementares sem comprometer benefícios ambientaisL11. Diversificar a base tecnológica de produção de biometano além da digestão anaeróbiaL16. Promover a inovação na cadeia de valor, incluindo a valorização do digerido, valorização do CO2 resultante do processo de purificação do biogás e o uso de tecnologias alternativas de produção de biometano em diferentes setores de atividade |
| Regulamentar | Necessidade de regulamentação específicaPromover o desenvolvimento das cadeias de abastecimento ao nível das matérias-primasNecessidade de harmonização das políticas públicas | A regulamentação existente pode ser mais favorável ao biometano, essencialmente, ao nível dos processos de licenciamento (industrial e ambiental) e autorização de novos projetos, assim como nas condições de acesso e priorização da ligação às infraestruturas de distribuição de gás.Por outro lado, as dificuldades com a logística associada à recolha das matérias-primas para a produção de biometano, assim como a cadeia de abastecimento e a logística inversa de escoamento do digerido são outras das barreiras que dificultam o desenvolvimento do setor.Por fim, a falta de harmonização entre instrumentos públicos de planeamento setorial (Plano Estratégico para os Resíduos Urbanos 2030, Estratégia Nacional para os Efluentes Pecuários e Agroindustriais 2030, entre outros) pode também dificultar o aproveitamento do potencial do biometano | L4, L6 e L7. Estabelecer metas e promover a injeção de biometano nas redes de distribuiçãoL8. Clarificar o quadro regulamentar e agilizar os processos de licenciamentoL14. Estimular a criação de soluções de recolha centralizadas a nível regional a associadas a comunidades de biometano ou pipelines virtuais para garantir acesso a matérias-primas de qualidadeL9. Incentivar as entidades gestoras do setor das águas residuais a utilizar e maximizar a digestão de lamasL10. Escalar a valorização orgânica de efluentes pecuários e agroindustriais para a produção de biometano |
ANEXO 4 — Panorama de incentivos à produção de biogás e biometano a nível europeu
Tabela A6 - Sumário dos incentivos mais relevantes à produção de biogás e biometano a nível europeu
| Países | Políticas económicas | Políticas regulatórias | Finalidade | Horizonte temporal |
|---|---|---|---|---|
| Países | Instrumentos e políticas para o biogás e biometano | Instrumentos e políticas para o biogás e biometano | Instrumentos e políticas para o biogás e biometano | Instrumentos e políticas para o biogás e biometano |
| Alemanha | • Sistema de licitação sem diferenciação do uso do biometano• Taxas mais elevadas para a digestão anaeróbia de resíduos pecuários• Empréstimos a juros baixos para o investimento em biogás | • Registo de biometano• Meta de 80 % de energia renovável até 2050 | Produção | 10-20 anos |
| Dinamarca | • FiP 35-55 €/MWh dependendo da utilização• Impostos sobre veículos e combustíveis (mais elevados para os combustíveis fósseis) | • Registo de biometano• Meta de rede de gás 100 % renovável até 2050 | Produção | 10 anos |
| França | • FiT 46-139 €/MWh, para o biometano injetado na rede, com contrato de compra anterior a 23 de novembro de 2020, consoante a dimensão da instalação e os tipos de matéria-prima, durante 15 anos• No caso de biometano injetado na rede, com contrato de compra após 23 de novembro de 2020, e com uma previsão de produção anual inferior ou igual a 25 GWh/ano (300 Nm3/h), as tarifas de referência variam entre 55 e 99 €/MWh para instalações de armazenamento de resíduos não perigosos (aterros sanitários), e 86 a 122€/MWh para outras instalações | • Garantias de origem do biometano;• Meta de produzir 70 TWh de biogás até 2035 | Produção | 15-20 anos |
| Itália | • Incentivos compostos por dois modos de compensação:i) Subvenção de capital que cobre até 40 % dos custos de investimento elegíveis para a construção ou reconversão de unidades de produção de biometano;ii) FiP com base num princípio concorrencial. A tarifa de referência (€/MWh) para as instalações do tipo A (agrícola) e B (resíduos orgânicos), bem como um prémio de incentivo tarifário que tem em conta a evolução dos preços do gás, para além da Garantia de Origem. Unidades Tipo A (< 100 m3/h 115 €/MWh; > 100 m3/h 110 €/MWh); Unidades Tipo B 62 €/MW. | • Registo de biometano• Meta de 10 % de biocombustíveis no setor dos transportes• Decreto Italiano do Ministério da Transição Ecológica, de 15 de setembro de 2022 | Produção | 15-20 anos |
| Noruega | • Isenção fiscal 20 €/MWh para utilização no transporte• Prémio para a digestão anaeróbia de resíduos pecuários até 70 €/MWh• Apoio ao investimento até 40 % dos custos | • Meta de 30 % de resíduos pecuários para digestão anaeróbia | Produção/consumo | 1 ou alguns anos |
| Países Baixos | • FiP 16-60 €/MWh para o biometano injetado na rede | • Registo de biometano• Garantias de origem para o biometano | Produção | Até 12 anos |
| Reino Unido | • CfD 36-86 €/MWh para o biometano injetado na rede• Apoio ao investimento até 50 % | • Garantias de origem dos gases renováveis• Meta de 10 % de biocombustíveis no setor dos transportes | Produção | 15-20 anos |
| Suécia | • Isenção fiscal de 3-30 €/MWh dependendo da utilização• Prémio para a digestão anaeróbia de resíduos pecuários até 40 €/MWh• Apoio ao investimento até 50 %• Até 0,30 €/kWh para o biometano• Até 0,45 €kWh para o biometano liquefeito (bio-LNG) | • Meta para produzir 10 TWh em 2030 (proposta) | Produção/consumo | 1 ou alguns anos |
ANEXO 5 — Cenários e modelo económico simplificado para unidades técnicas de referência para produção de biometano em Portugal
O modelo económico desenvolvido no âmbito do Plano de Ação para o Biometano tem como objetivo estabelecer uma base indicativa para a implementação de um quadro de incentivos à produção de biometano. Dado o mercado a nível interno estar ainda numa fase embrionária, destacam-se como principais obstáculos ao desenvolvimento da cadeia de valor os elevados custos de produção de biometano e o maior risco e incerteza associados ao investimento em novos projetos num mercado com estas características. Para além do risco comercial relacionado com a venda do biometano em condições de mercado, existem ainda alguns riscos tecnológicos associados à produção do biogás. Apesar da digestão anaeróbia ser neste momento uma tecnologia madura e bem estabelecida a nível comercial, a experiência nacional em termos de operação de digestores é ainda limitada, existindo, no geral, pouca familiaridade com a tecnologia em certos setores estratégicos, especialmente na agropecuária e nas agroindustriais.
Assim, considera-se que um quadro de incentivos equilibrado para o biometano deve ter como propósito minimizar o risco de mercado associado a novos projetos, atrair investidores para a construção de novas unidades de produção a partir de resíduos e encorajar os atuais produtores de biogás a reconverter as suas unidades para esta finalidade.
Acresce que este modelo económico está em linha com a necessidade de os Estados-Membros cumprirem as metas do RePowerEU, que na prática propõe um aumento de quase 10 vezes na produção e consumo de biometano na UE até 2030, dos atuais 3-4 bcm para 35 bcm (biliões de metros cúbicos). Portugal, sendo um país onde ainda não existe um mercado de biometano, necessita de realizar um esforço superior comparativamente com outros países europeus.
Após consulta ao mercado e demais partes interessadas do setor, foram avaliadas duas cadeias de valor de produção de biometano consideradas mais relevantes para Portugal no curto-prazo: produção de biometano com injeção na rede de gás natural próximo do local de produção (uso no setor doméstico e industrial) e produção de biometano com liquefação e transporte por estrada através de pipeline virtual (uso na mobilidade, sobretudo transporte pesado rodoviário de mercadorias e passageiros, recolha de RU e transporte marítimo). Apesar de a cadeia de valor associada a cada projeto poder variar de forma significativa, por exemplo ao nível da matéria-prima utilizada, do tipo de tecnologia de digestão anaeróbia e de upgrading ou da capacidade de produção, considera-se que a utilização destas cadeias de valor acomoda diferentes tipologias de projeto, centrando esforços nas mudanças-chave para o desenvolvimento do mercado de biometano a nível nacional.
Com o objetivo de estimar a remuneração necessária para o biometano, consideraram-se os cenários de referência apresentados na tabela A7, considerados adequados para um desenvolvimento sustentado do setor do biometano e tendo em conta a necessidade de estimular o tratamento dos resíduos em Portugal, especialmente efluentes agropecuários e/ou agroindustriais, através da digestão anaeróbia e outras tecnologias inovadoras. Refira-se que os cenários utilizados podem não ter em conta todas as especificidades dos setores produtores de matérias-primas com potencial de produção de biometano. É o caso do setor dos RU onde as instalações de digestão anaeróbia de biorresíduos compreendem um conjunto de etapas indispensáveis (pré-tratamento e gestão/valorização do digerido), a que acresce a sua localização tendencialmente em meio urbano e um quadro legislativo aplicável mais exigente, que resultam em CAPEX e OPEX significativamente elevados, tal como apresentado na tabela A8 para uma instalação de referência em Portugal na ordem das 50 000 t/ano de biorresíduos. Tendencialmente, um quadro de incentivos equilibrado e capaz de acelerar o mercado do biometano no setor dos RU, tanto ao nível da reconversão da produção atual como da instalação de novas unidades de digestão anaeróbia de biorresíduos com upgrading do biogás para biometano, terá de ter em conta estas especificidades.
Tabela A7 - Cenários de referência para a produção e utilização de biometano em Portugal (aplicáveis à generalidade das matérias-primas com exceção dos biorresíduos)
| Cenário de referência | Utilização para o biometano | CAPEX \| OPEX | Unidade técnica de referência em Portugal | | --- | --- | --- | --- | | Ação 1(Reconversão da produção de biogás já existente para biometano) | Injeção de biometano na rede de gás natural próximo do local de produção para uso no setor doméstico ou industrial | 1,43 M€ (1) \| 0,15 M€ (2) (incluindo custo de oportunidade do biogás) | 250 Nm3/h de biometano | | Ação 2(Construção de novas unidades de digestão anaeróbia e upgrading de biogás para biometano) | Injeção de biometano na rede de gás natural próximo do local de produção para uso no setor doméstico ou industrial | 9,8 M€ (1) \| 0,8 M€ (2) | 250 Nm3/h de biometano |
(1) O CAPEX inclui todos os custos de engenharia, construção e arranque da unidade técnica de digestão anaeróbia de efluentes pecuários, incluindo purificação do biogás e injeção na rede, se aplicável, e excluindo o eventual pré-tratamento dos resíduos.
(2) O OPEX engloba custos de eletricidade, manutenção preventiva e operação com presença física no local, excluindo custos de gestão e transporte de matérias-primas ou digerido dada a sua relação com as especificidades do projeto.
Tabela A8 - CAPEX e OPEX para a unidade técnica de referência em Portugal no setor dos RU
| Unidade técnica de referência para biometano em Portugal no setor dos RU | CAPEX | OPEX |
|---|---|---|
| 50 000 t/ano de biorresíduos (500 Nm3/h de biometano) | 50 M€ (1) \ | 1000 €/t de biorresíduos |
(1) O CAPEX inclui todos os custos de engenharia, construção e arranque da unidade técnica de digestão anaeróbia de biorresíduos, incluindo pré-tratamento dos resíduos, purificação do biogás e injeção na rede, e gestão/valorização do digerido.
(2) O OPEX engloba custos de eletricidade, combustível e outros consumíveis, manutenção preventiva e operação com presença física no local, assim como todos os custos de gestão e transporte de matérias-primas ou digerido.
Para o modelo económico apresentado, centrado nos efluentes agropecuários e/ou agroindustriais, a unidade técnica de referência considerada corresponde a uma unidade de produção de 250 Nm3/h de biometano a partir da conversão biológica anaeróbia de efluentes agropecuários e/ou agroindustriais em biogás (aproximadamente 500 Nm3/h), incluindo múltiplos produtos de entrada em codigestão. Os valores relativos a custos de investimento (CAPEX) e operação (OPEX) da unidade técnica foram obtidos após consulta ao mercado nacional e integrados no modelo segundo os seguintes princípios:
• A unidade técnica tem um tempo de vida de 15 anos com um fator de carga de 7800 horas/ano;
• Os equipamentos têm um tempo de vida e de depreciação de oito anos, ao fim dos quais é necessário um reinvestimento para a sua requalificação no valor de 10 % do investimento inicial;
• O custo médio ponderado do capital (WACC) para este tipo de projetos é de 9 % (59).
Para além destas premissas, o modelo económico desenvolvido considera ainda que o retorno do investimento inicial de um dado projeto de biometano deve refletir todos os riscos associados à implementação de tecnologias num mercado relativamente pequeno e imaturo, como o português. Neste contexto, e cumprindo o princípio da proporcionalidade que orienta as ajudas de estado a nível europeu, estabelece-se que a rentabilidade implicada pelas eventuais medidas de apoio (TIR de projeto) permanece abaixo do custo médio ponderado do capital exigido pelo mercado para este tipo de investimentos que se estabelece em 9 % (TIR). Assim, considera-se que uma TIR de 9 % é suficiente para incentivar o desenvolvimento do mercado em Portugal e transmitir confiança aos investidores. As tabelas A9 e A10 apresentam os resultados obtidos do modelo económico para os dois cenários de referência estabelecidos.
Tabela A9 - Resultados da simulação económica simplificada realizada para a reconversão da produção de biogás já existente para biometano
| Cenário de referência | Componente | Apoio CAPEX 0 % |
|---|---|---|
| Ação 1 (Reconversão da produção de biogás já existente para biometano) | Custo biogás (1) | 35 €/MWh |
| Ação 1 (Reconversão da produção de biogás já existente para biometano) | CAPEX Upgrading | + 10 €/MWh |
| Ação 1 (Reconversão da produção de biogás já existente para biometano) | OPEX Upgrading | + 8 €/MWh |
| Ação 1 (Reconversão da produção de biogás já existente para biometano) | CAPEX Injeção | + 7 €/MWh |
| Ação 1 (Reconversão da produção de biogás já existente para biometano) | LCOE biometano | 60 €/MWh |
| Ação 1 (Reconversão da produção de biogás já existente para biometano) | Impostos | + 2 €/MWh |
| Ação 1 (Reconversão da produção de biogás já existente para biometano) | Preço final (TIR de 9 %) | (2) 62 €/MWh |
(1) Custo de oportunidade da não utilização do biogás para produção de energia elétrica, considerando uma amortização quase total dos custos de investimento (principalmente o motogerador).
(2) Receita equivalente de eletricidade correspondente a 143 €/MWhe.
Racional: 1 Nm3 biogás ~ 0.6 Nm3 biometano (biogás 6 kWh/Nm3 ~ biometano ~10 kWh/Nm3); logo, 6 kWh biogás ~ 6 kWh biometano - (eficiência da combustão de biogás para produção elétrica em motogerador ~ 0.33 %); logo, 2 kWh biogás ~ 6 kWh biometano ou 1 kWh biogás ~ 3 kWh biometano, o que daria cerca de 40 €/MWh (considerando o valor de 120 €/MWh da remuneração atual para a eletricidade). Tendo em conta os benefícios já tidos em produção em regime especial considera-se, neste modelo, um valor imediatamente abaixo (35 €/MWh).
Tabela A10 - Resultados da simulação económica simplificada realizada para a construção de novas unidades de digestão anaeróbia e upgrading de biogás para biometano, excluindo custos relacionados com o transporte e gestão de matérias-primas e digerido (cenário representativo para a generalidade das matérias-primas com exceção dos biorresíduos)
| Cenário de referência | Componente | Apoio CAPEX 0 % | Apoio CAPEX 40 % (1) |
|---|---|---|---|
| Ação 2 (Construção de novas unidades de digestão anaeróbia e upgrading de biogás para biometano) | CAPEX digestão anaeróbia | 54 €/MWh | 32 €/MWh |
| Ação 2 (Construção de novas unidades de digestão anaeróbia e upgrading de biogás para biometano) | OPEX digestão anaeróbia | + 36 €/MWh | + 36 €/MWh |
| Ação 2 (Construção de novas unidades de digestão anaeróbia e upgrading de biogás para biometano) | LCOE biogás | 90 €/MWh | 68 €/MWh |
| Ação 2 (Construção de novas unidades de digestão anaeróbia e upgrading de biogás para biometano) | CAPEX Upgrading | + 11 €/MWh | + 7 €/MWh |
| Ação 2 (Construção de novas unidades de digestão anaeróbia e upgrading de biogás para biometano) | OPEX Upgrading | + 8 €/MWh | + 8 €/MWh |
| Ação 2 (Construção de novas unidades de digestão anaeróbia e upgrading de biogás para biometano) | CAPEX Injeção | + 7 €/MWh | + 5 €/MWh |
| Ação 2 (Construção de novas unidades de digestão anaeróbia e upgrading de biogás para biometano) | LCOE biometano | 116 €/MWh | 88 €/MWh |
| Ação 2 (Construção de novas unidades de digestão anaeróbia e upgrading de biogás para biometano) | Impostos | + 9 €/MWh | + 5 €/MWh |
| Ação 2 (Construção de novas unidades de digestão anaeróbia e upgrading de biogás para biometano) | Preço final (TIR de 9 %) | 125 €/MWh | 93 €/MWh |
(1) Valor de apoio ao CAPEX considerado tendo em conta as práticas atuais no âmbito do regime de incentivos do PRR.
Os resultados apontam para preços finais do biometano entre os 62 €/MWh (unidades de biogás existentes + upgrading para biometano) e os 125 €/MWh (considerando a construção de novas unidades de biogás e upgrading para biometano), não contemplando qualquer apoio ao CAPEX. Por outro lado, quando se consideram utilizações alternativas para o biometano na mobilidade que incluam investimentos em liquefação ou concentração, os preços atingidos são substancialmente superiores atingindo valores de 165 €/MWh (sem apoio ao CAPEX) ou 125 €/MWh (considerando um apoio ao CAPEX de 40 %). Contudo, não se advoga o uso de incentivos do Estado para esta cadeia de valor do setor dos transportes, porquanto no âmbito da RED II já existem incentivos financeiros (via isenção de imposto sobre produtos petrolíferos e energéticos e recompensa em Títulos de Biocombustível duplos) para o biometano enquanto biocombustível avançado.
Os resultados apresentados nas tabelas A9 e A10 refletem o preço que o produtor teria de atingir para cobrir os custos de produção do gás renovável acrescido de um retorno de investimento não superior às atuais práticas de mercado (WACC), respeitando o princípio da proporcionalidade nas ajudas de estado. A análise económica deixa claro que na ausência de incentivos, e em condições de mercado, os projetos de biometano considerados não resultariam em taxas de retorno positivas (e consequente valor atual líquido bastante negativo), tornando estes investimentos pouco atrativos para os investidores. Assim, e de modo a incentivar o desenvolvimento da indústria em Portugal, os resultados apurados podem ser vistos como preços de referência para o desenho de um quadro de incentivos ao biometano baseado em CfD. Estes contratos são acordos de longa duração que permitem aos promotores de projetos em novas tecnologias estabilizar as receitas resultantes da venda de energia ou produtos energéticos em torno de um valor máximo pré-acordado (strike price). Desta forma, se o valor máximo contratualizado for superior ao preço de mercado (reference price), o produtor de biometano é remunerado pela diferença. Por outro lado, se o preço de mercado for superior ao strike price pré-acordado, é o promotor do projeto que remunera a entidade governamental, garantindo-se assim um "custo justo" para a sociedade.
Baseado nos resultados da simulação económica, a tabela A11 apresenta valores médios para a remuneração do biometano resultantes da implementação de um esquema CfD hipotético que utiliza como reference price para o biometano o preço de mercado do seu substituto fóssil, o gás natural (~50 €/MWh), e a taxa de CO2 (~80 €/tCO2, sendo expectável que no futuro o valor seja superior).
Tabela A11 - Estimativas para a implementação de um esquema de incentivos baseado em contratos por diferença para os cenários de referência considerados
| Preço médio gás natural -Taxa média CO2 | 50 €/MWh (1) -80 €/tCO2 (2) | 50 €/MWh (1) -80 €/tCO2 (2) | |
|---|---|---|---|
| Cenário de referência | – | Apoio CAPEX 0 % | Apoio CAPEX 0 % |
| Ação 1 (Reconversão da produção de biogás já existente para biometano) | TIR 9 % | 62 €/MWh | 62 €/MWh |
| Ação 1 (Reconversão da produção de biogás já existente para biometano) | CfD (remuneração) | - 4 €/MWh | - 4 €/MWh |
| – | Apoio CAPEX 0 % | Apoio CAPEX 40 % | |
| Ação 2 (Construção de novas unidades de digestão anaeróbia e upgrading de biogás para biometano) | TIR 9 % | 125 €/MWh | 93 €/MWh |
| Ação 2 (Construção de novas unidades de digestão anaeróbia e upgrading de biogás para biometano) | CfD (remuneração) | 59 €/MWh | 27 €/MWh |
(1) MIBGAS, Organised Gas Market Annual Report, 2021
(2) https://tradingeconomics.com/commodity/carbon
Através da utilização deste mecanismo, estima-se que o incentivo médio para a reconversão de unidades atuais seja negativo, recebendo os promotores do projeto previsibilidade e estabilidade em relação a flutuações nas condições do mercado. Já o incentivo necessário para o desenvolvimento da fileira do biometano baseado na implementação de novas unidades de biogás e upgrading situar-se-ia entre 27-59 €/MWh com e sem apoio ao CAPEX de 40 %, respetivamente. Uma melhor tradução prática da fórmula de cálculo que indique a remuneração mínima pretendida poderia utilizar os valores reais do custo de gás natural e do CO2 com atualizações, por exemplo, numa base mensal, e ter em conta a emissão das garantias de origem associadas à produção de biometano, cujo valor da venda poderá reverter para o financiamento do esquema de incentivos tendo em conta o sobrecusto de produção em relação ao gás natural. Em alternativa, podem também ser consideradas outras formas de cálculo da remuneração que considerem os valores de mercado do gás natural acrescidos de um delta renovável ou verde numa lógica da valorização do produto renovável.
Convém destacar que estes apoios, apesar de resultarem em sobrecustos em relação ao gás natural, estão ligados a falhas de mercado onde a livre concorrência não acompanha os benefícios sociais associados à adoção de novas tecnologias. Considerando o custo social das emissões de GEE, designadamente CH4 e CO2, associadas a resíduos não tratados, assim como as emissões e custos económicos associados à importação e utilização de gás natural, a análise custo-benefício de um eventual esquema de apoio à produção de biometano deverá representar um valor acrescentado para a sociedade, tendo em conta as externalidades ambientais evitadas pela sua produção.
Aliás, utilizando a metodologia anteriormente apresentada no relatório "Contributo dos Resíduos Urbanos para a Descarbonização da Economia Nacional", produzido em 2021 pelo grupo de trabalho criado para identificar e propor as medidas necessárias para que os resíduos urbanos tenham um contributo mais relevante para a descarbonização da economia nacional, estima-se para que a conversão destes resíduos em biometano resulte numa mais-valia "socialmente justa" de 3,87 €/kg (287 €/MWh). Ou seja, mesmo que o biometano fosse remunerado ao valor de 287 €/MWh, os benefícios sociais ultrapassariam os custos económicos de um eventual apoio à produção, de acordo com os valores apresentados nas tabelas A7-A11. Este valor de 287 €/MWh já contabiliza as emissões CO2-eq. evitadas pela não deposição em aterro da fração orgânica dos RU e a redução da fatura energética associada às importações de gás natural. Estas observações deverão, no entanto, ser confirmadas através de uma análise custo-benefício completa e transparente para o aproveitamento do potencial de biometano em Portugal a partir dos vários fluxos de resíduos gerados.
ANEXO 6 — Avaliação do princípio "Não Prejudicar Significativamente" para o desenvolvimento da fileira do biometano em Portugal
Tabela A12 - DNSH no contexto da produção de biometano de acordo com o artigo 17.º do Regulamento Taxonomia
| Metas ambientais | Contributo |
|---|---|
| Mitigação das alterações climáticas | • Construção e exploração de instalações dedicadas ao tratamento dos biorresíduos provenientes da recolha seletiva, por digestão anaeróbia, para produção e utilização do biogás e do digerido e/ou dos produtos químicos.• O biogás produzido é convertido em biometano para injeção na rede de gás natural ou usado como combustível para veículos ou como matéria-prima para a indústria química.• Os biorresíduos utilizados na digestão anaeróbia são sujeitos a triagem na fonte e a recolha seletiva.• Os digeridos produzidos são utilizados como fertilizantes ou como corretivos do solo, diretamente ou após compostagem ou qualquer outro tratamento.• São cumpridos os requisitos de sustentabilidade, de redução das emissões de GEE e de eficiência estabelecidos no artigo 29.º da Diretiva (UE) 2018/2001 do Parlamento Europeu e do Conselho, de 11 de dezembro de 2018, relativa à promoção da utilização de energia de fontes renováveis• A reconversão não aumenta a capacidade de transporte e distribuição de gás• As instalações dispõem de um plano de monitorização e de contingência para reduzir as fugas de metano• A atividade económica incide na investigação, inovação ou desenvolvimento de soluções, tecnologias, produtos, processos ou modelos empresariais, incluindo as soluções baseadas na natureza e inspiradas na natureza, e visa permitir que uma ou mais atividades para as quais o presente anexo estabelece critérios técnicos de avaliação satisfaçam os critérios que determinam um contributo substancial para a adaptação às alterações climáticas, a fim de aumentar a sua resiliência climática, e simultaneamente os critérios respeitantes ao cumprimento do princípio de não prejudicar significativamente outros objetivos ambientais. |
| Utilização sustentável e proteção dos recursos hídricos e marinhos | • A atividade satisfaz os critérios estabelecidos no apêndice B do presente anexo |
| Prevenção e controlo da poluição | • No caso da produção de biogás/biometano, o local de armazenamento dos digeridos leva uma cobertura estanque ao gás |
| • No caso das centrais de digestão anaeróbia que tratam mais de 100 toneladas por dia, as emissões para a atmosfera e para a água estão dentro, ou abaixo, dos intervalos de Valores de Emissão Associados às Melhores Técnicas Disponíveis (VEA-MTD) para o tratamento anaeróbio de resíduos constantes das conclusões mais recentes e pertinentes neste domínio, incluindo as conclusões sobre as Melhores Técnicas Disponíveis (MTD) para o tratamento de resíduos (60) No caso da digestão anaeróbia de matéria orgânica, se for utilizado como adubo ou como corretivo do solo, quer diretamente, quer pós-compostagem ou outro tratamento, o digerido produzido cumpre os requisitos aplicáveis às matérias fertilizantes estabelecidos no anexo II, categorias de componentes 3 (composto) ou 4 e 5 (digeridos), do Regulamento (UE) 2019/1009 do Parlamento Europeu e do Conselho, de 5 de junho de 2019 [Regulamento (UE) 2019/1009], ou as regras nacionais aplicáveis aos adubos ou corretivos do solo de uso agrícola | |
| • As ventoinhas, compressores, bombas e outros equipamentos utilizados abrangidos pela Diretiva 2009/125/CE do Parlamento Europeu e do Conselho, de 21 de outubro de 2009, cumprem, se for caso disso, os requisitos para a classe de etiquetagem energética mais alta, observam o disposto nos regulamentos de execução adotados ao abrigo dessa diretiva e representam a melhor tecnologia disponível | |
| • As emissões estão dentro, ou abaixo, dos intervalos de valores de emissão associados às melhores técnicas disponíveis (VEA-MTD) para o tratamento anaeróbio de resíduos constantes das conclusões mais recentes e pertinentes neste domínio, incluindo as conclusões MTD para o tratamento de resíduos (54) | |
| • O digerido produzido cumpre os requisitos aplicáveis às matérias fertilizantes estabelecidos no anexo II, categorias de componentes 3 (composto) ou 4 e 5 (digeridos), do Regulamento (UE) 2019/1009, ou as regras nacionais aplicáveis aos adubos ou corretivos do solo de uso agrícola.• Se o digerido produzido se destinar a ser utilizado como adubo ou como corretivo do solo, o comprador ou a entidade responsável pela recolha são informados do seu teor de azoto (com uma tolerância de ±25 %) | |
| Proteção e restauro da biodiversidade e dos ecossistemas | • A atividade satisfaz os critérios estabelecidos no apêndice D do presente anexo |
Apêndice B: Utilização sustentável e proteção dos recursos hídricos e marinhos - Critérios genéricos DNSH
| Identificação e tratamento dos riscos de degradação ambiental ligados à preservação da qualidade da água e à prevenção do estresse hídrico, com vista a alcançar um bom estado das águas e um bom potencial ecológico, conforme definido no artigo 2.º, pontos 22 e 23, do Regulamento Taxonomia, em conformidade com a Diretiva 2000/60/CE do Parlamento Europeu e do Conselho, de 23 de outubro de 2000 (61) (Diretiva 2000/60/CE) e com um plano de gestão da utilização e da proteção dos recursos hídricos elaborado para a(s) massa(s) de água potencialmente afetada(s), em consulta com as partes interessadas em causa. Se for realizada uma avaliação do impacto ambiental em conformidade com a Diretiva 2011/92/UE do Parlamento Europeu e do Conselho, de 13 de dezembro de 2011 que inclua uma avaliação do impacto nos recursos hídricos em conformidade com a Diretiva 2000/60/CE e tenha em conta os riscos identificados, não é necessário proceder a uma avaliação adicional do impacto nas águas. |
|---|
APÊNDICE D: PROTEÇÃO E RESTAURO DA BIODIVERSIDADE E DOS ECOSSISTEMAS - CRITÉRIOS GENÉRICOS DNSH
| Foi realizada uma avaliação de impacto ambiental (AIA) ou uma verificação preliminar (62) em conformidade com a Diretiva 2011/92/UE do Parlamento Europeu e do Conselho, de 13 de dezembro de 2011. Se tiver sido realizada uma AIA, são tomadas as medidas de mitigação e de compensação necessárias para proteger o ambiente. No caso dos sítios/operações em zonas sensíveis do ponto de vista da biodiversidade ou na sua proximidade (incluindo a rede Natura 2000, áreas protegidas, os sítios Património Mundial e as zonas-chave de biodiversidade, da UNESCO, bem como outras áreas classificadas ao abrigo do Regime da Conservação da Natureza e Biodiversidade), foi realizada uma avaliação adequada (63), quando aplicável, e, atentas as suas conclusões, são aplicadas as medidas de mitigação necessárias (64). |
|---|
(1) Combustíveis gasosos produzidos a partir de biomassa.
(2) Biocombustível gasoso, derivado do biogás, e que tem comportamentos e utilizações semelhantes ao do gás natural.
(3) O digerido é definido como o produto resultante da digestão anaeróbia controlada de matérias-primas tais como efluentes líquidos que contêm uma elevada concentração de matéria orgânica biodegradável, lamas resultantes do tratamento de águas residuais, matérias residuais da indústria do abate de animais e da indústria agroalimentar, lamas da atividade agropecuária, fração biodegradável de resíduos urbanos, biorresíduos, constituído por uma fase sólida e uma fase líquida.
(4) "Digestão anaeróbia", o processo biológico de mineralização da matéria orgânica na ausência de oxigénio. Este é um processo utilizado no tratamento de efluentes líquidos que contêm uma elevada concentração de matéria orgânica biodegradável, no tratamento de lamas em estações de tratamento de águas residuais, no tratamento de matérias residuais na indústria do abate de animais e da indústria agroalimentar, no tratamento de lamas na atividade agropecuária, fração biodegradável de resíduos urbanos, biorresíduos.
(5) Biomethane Industrial Partnership. https://bip-europe.eu.
(6) Biomethane. https://energy.ec.europa.eu/topics/renewable-energy/bioenergy/biomethane_en.
(7) A fração biodegradável de produtos, resíduos e detritos de origem biológica provenientes da agricultura, incluindo substâncias de origem vegetal e animal, da silvicultura e de indústrias afins, como a pesca e a aquicultura, bem como a fração biodegradável de resíduos, incluindo resíduos industriais e urbanos de origem biológica.
(8) Emissões biogénicas de dióxido de carbono resultantes do uso de material florestal sustentável em processos industriais de biorrefinarias.
(9) Kirchmeyr, et al. (2020). Categorization of European Biogas Technologies. Digital Global Biogas Cooperation (DiBiCoo) (https://www.europeanbiogas.eu/wp-content/uploads/2021/11/BioGas_AD_Final.pdf).
(10) EBA Statistical Report 2022. European Biogas Association.
(11) Adnan, A. I., Ong, M. Y., Nomanbhay, S., Chew, K. W., & Show, P. L. (2019). Technologies for biogas upgrading to biomethane: A review. Bioengineering, 6(4), 92.
(12) Ardolino, F., Cardamone, G. F., Parrillo, F., & Arena, U. (2021). Biogas-to-biomethane upgrading: A comparative review and assessment in a life cycle perspective. Renewable and Sustainable Energy Reviews, 139, 110588.
(13) Kapoor, R., Ghosh, P., Kumar, M., & Vijay, V. K. (2019). Evaluation of biogas upgrading technologies and future perspectives: a review. Environmental Science and Pollution Research, 26(12), 11631-11661.
(14) Prussi, et al. (2019). Review of technologies for biomethane production and assessment of Eu transport share in 2030. Journal of cleaner production, 222, 565-572.
(15) Starr, et al. (2015). Upgraded biogas from municipal solid waste for natural gas substitution and CO2 reduction-A case study of Austria, Italy, and Spain. Waste Management, 38, 105-116.
(16) Billig, E., and Thrän, D. (2016). Evaluation of biomethane technologies in Europe-Technical concepts under the scope of a Delphi-Survey embedded in a multi-criteria analysis. Energy, 114, 1176-1186.
(17) (2021). Gasification: A sustainable technology for circular economies, Scaling up to reach net-zero by 2050. EBA - European Biogas.
(18) Ghaib, K. and Ben-Fares, F.Z. (2018) Power-to-Methane: A state-of-the-art, Renew. Sustain. Energy Rev. 81, 2018, 433-446.
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