Resolução da Assembleia da República n.º 127/2025 — Atualização do Plano Nacional de Energia e Clima 2030

As políticas públicas sobre alterações climáticas são hoje parte integrante de um conjunto de políticas setoriais em Portugal. Com efeito, em áreas como a energia e a indústria abrangida pelo CELE, a «dimensão carbono» faz parte das considerações estratégicas e económicas das empresas. Na área agrícola e florestal verifica-se igualmente uma crescente consciencialização do importante contributo que o setor pode dar em termos de mitigação das emissões de GEE, sendo o potencial de sumidouro de algumas atividades visto como uma mais-valia económica, social e ambiental. Em áreas com desafios importantes como a dos transportes, foram dados passos visando a descarbonização das frotas de veículos tendo sido desenvolvida a rede para a mobilidade elétrica e introduzidos regimes de apoio ao veículo elétrico com o objetivo de reforçar os incentivos à penetração deste tipo de veículos.

Figura 27 - Evolução das emissões setoriais 1990-2022 (Mt CO_2eq), sem emissões indiretas [Fonte: APA]

O setor da energia, que inclui os transportes, representou 67 % das emissões nacionais em 2022, apresentando um aumento de 1,3 % face a 2021. Neste setor, os transportes e a produção de energia são as fontes mais importantes representando respetivamente cerca de 30 % e 15 % do total das emissões.

Figura 28 - Emissões setoriais em CO_2eq em 2022 [Fonte: APA]

Após o crescimento constante das emissões até ao início dos anos 2000, ao qual se seguiu um período de estabilização, registou-se, após 2005, um decréscimo das emissões do setor dos transportes, o qual é grandemente dominado pelo tráfego rodoviário. Após 2013 verificou-se, contudo, uma inversão dessa tendência, com o aumento das emissões de GEE dos transportes, apenas interrompido em 2020 devido ao forte impacto das medidas de resposta ao COVID19. As emissões deste setor têm crescido desde então não tendo, contudo em 2022, atingido ainda os valores pré-pandemia.

Figura 29 - Emissões do setor dos transportes 1990-2022 [Fonte: APA]

O transporte ligeiro de passageiros representa o maior peso em termos de emissões no setor do transporte rodoviário, distribuição que se mantém praticamente constante nas últimas décadas.

Figura 30 - Emissões do transporte rodoviário por tipo de veículo em 2022 [Fonte: APA]

A combustão na indústria, responsável por cerca de 12 % das emissões nacionais, registou um decréscimo de 10 % em 2022, face a 2021. As emissões fugitivas, que representam 2 % do total de emissões em 2022, apresentam um aumento de 22 % face a 2021.

Os setores da agricultura e dos processos industriais e uso de produtos (IPPU) representam cerca de 12 % e 10 % das emissões, respetivamente. Os resíduos totalizaram 10 % das emissões nacionais em 2022. Face a 2021 a agricultura apresenta uma variação de -4,2 %, o IPPU de -0,9 % o os resíduos de +0.2 %.

No caso dos processos industriais, as emissões cresceram até 2007 em resultado nomeadamente da evolução da indústria mineral e química. Nos anos seguintes, as emissões reduziram significativamente principalmente devido ao fim da produção de amoníaco no país, registando uma diminuição de aproximadamente 8 % desde 1990. Por outro lado, o uso de produtos como substitutos de substâncias que empobrecem a camada de ozono (ODS) têm ganho progressivamente importância neste setor, representando cerca de 34 % do total de emissões em 2022.

Neste setor, importa destacar que em 2022 foi efetuada uma importante revisão metodológica no que respeita à estimativa de emissões resultantes da utilização de gases fluorados em sistemas fixos de ar condicionado.

A redução das emissões do setor dos Resíduos a partir de 2005 está principalmente ligada à entrada em funcionamento de um conjunto de infraestruturas de tratamento biológico de resíduos urbanos que teve como efeito dois movimentos de sentido contrário, mas de consequências muito diferentes em termos de evolução das emissões de GEE. Por um lado, a redução muito substancial das emissões de metano em aterros sanitários (na ordem dos 25 % entre 2005 e 2020, ou seja, uma redução absoluta de mais de 1,3 Mt CO₂e), como resultado do desvio de quantidades relevantes de biorresíduos dos aterros sanitários. Por outro lado, o aumento exponencial das emissões de GEE relativas às atividades de tratamento biológico de resíduos urbanos (acima de 350 % para o mesmo período, correspondendo, no entanto, a valores inferiores a 0,1 Mt CO₂e em termos de aumento absoluto), bem como da incineração sem valorização energética (crescimento aproximadamente 40 %, embora representando apenas cerca de 0,02 Mt CO₂e).

Já no que respeita ao setor do tratamento de águas residuais a variação no período 2005-2020 terá sido praticamente insignificante, ilustrando dois movimentos de sentido contrário em termos de emissões de GEE: o aumento muito significativo da fração da população coberta por sistemas públicos de saneamento, como resultado do forte investimento em infraestruturas de recolha de águas residuais e em sistemas centralizados de tratamento, e a transição sistemática das instalações de tratamento centralizado para unidades de tratamento secundário e terciário, a partir de um cenário em que ainda eram relevantes as quantidades de águas residuais não tratadas ou com tratamento apenas primário.

Esta conjugação de medidas produziu efeitos inversos que acabam por se anular: a redução importante de emissões de GEE, no caso do aumento da cobertura da população com sistemas de saneamento, e o aumento consequente de emissões por via da utilização preferencial de sistemas aeróbios, penalizados por emissões de N2O significativas em relação ao não tratamento ou ao tratamento primário.

No que respeita ao tratamento das lamas, o esforço previsto de investimento em infraestruturas de digestão anaeróbia com recuperação de biogás e respetivo aproveitamento energético terá um efeito relativamente positivo em termos de emissões de GEE.

Neste setor, importa destacar que em 2022 foi efetuada uma importante revisão metodológica com impacte na série total de dados.

No que se refere ao setor da Agricultura, este foi responsável por 12 % das emissões nacionais em 2022, correspondendo a um decréscimo de 5,4 % desde 1990. Esta situação está relacionada com a redução da produção pecuária de algumas categorias de animais (ovinos e suínos) e, mais recentemente, de gado leiteiro. Além disso, a intensificação da produção de bovinos (gado não leiteiro) e a diminuição do consumo de fertilizantes que se relaciona, em certa medida, com a conversão de culturas arvenses em pastagens, também contribuem para esta tendência. No entanto, entre 2011 e 2022, esta tendência descendente inverteu-se, registando-se desde então uma tendência de crescimento (+ 7 % de variação das emissões de 2011-2021), suportada principalmente por um aumento significativo da população de bovinos de engorda, ovinos e aves.

De 2021 para 2022 houve uma diminuição de 4,2 % das emissões, principalmente devido à diminuição acentuada na utilização de fertilizantes inorgânicos de N, do número de rebanhos leiteiros e rebanhos bovinos não leiteiros, assim como da taxa de aplicação de corretivo orgânico na cultura do arroz.

A alteração na metodologia de estimativa e a consideração de alguns fatores de emissão alteraram o nível de emissões associado a este subsetor em relação às submissões de inventários nacionais anteriores.

As estimativas do setor uso do solo e florestas (LULUCF) mostram que esta categoria mudou de um emissor líquido em 1990 (7,1 Mt CO₂eq.) para um sumidouro de CO₂ em 1991. Esta situação foi novamente revertida nos anos de 2003 e 2005 devido aos graves incêndios florestais registados nesses anos. Em 2016 e em particular no ano 2017, este setor voltou a ser um emissor líquido, com um total de 21,5 MtCO₂e em 2017, representando, nesse ano, 23 % do total de emissões do país. Esta situação deveu-se aos incêndios florestais ocorridos no ano de 2017, agravados por um ano particularmente seco, associado às altas temperaturas verificadas e a ventos invulgarmente fortes, como o furacão Ofélia que varreu a costa da Península Ibérica em outubro de 2017. Desde 2018, o setor é estimado de novo com um sumidouro.

4.2.1.2 - Projeções de evolução setorial com base nas políticas e medidas nacionais e da UE, pelo menos até 2040 (incluindo para o ano de 2030)

Os trabalhos de revisão do PNEC 2030 e do RNC2050 decorreram em paralelo, assegurando a coerência das trajetórias de curto prazo com a perspetiva de longo prazo, rumo à neutralidade carbónica. O exercício de revisão das projeções de emissões de GEE concentrou-se numa primeira fase na revisão dos setores de atividade correspondentes ao sistema energético, incluindo o setor eletroprodutor, setor dos transportes, indústria e edifícios. Numa segunda fase foram revistas as projeções de emissões de GEE dos restantes setores, agricultura, florestas e outros usos do solo e resíduos e águas residuais. Este exercício permitiu ainda inferir, as implicações associadas à antecipação da meta da neutralidade climática para 2045, em linha com as orientações previstas na Lei de Bases do Clima.

O novo exercício de modelação prevê, tal como o anterior que sustentou o desenvolvimento do PNEC 2030 e do RNC 2050 alguns dos impactes expectáveis das alterações climáticas no horizonte 2050, nomeadamente alterações na eficiência de tecnologias, na procura de serviços e na disponibilidade de recursos (como por exemplo, redução da disponibilidade hídrica ou aumento das necessidades de arrefecimento).

Os resultados deste exercício permitiram a reanálise do potencial de redução de emissões nacionais, confirmando-se a viabilidade técnica e económica de prosseguir numa trajetória de descarbonização no horizonte 2030, rumo à neutralidade carbónica em 2045.

A análise setorial das trajetórias de emissões confirma que todos os setores têm um potencial de redução de emissões de GEE significativo, embora os ritmos de redução possam ser diferenciados.

A análise do comportamento dos diferentes setores nas condições estabelecidas no cenário de políticas existentes, bem como no cenário políticas adicionais ajudaram a identificar fatores críticos, tendências e comportamentos dos mesmos no horizonte temporal considerado.

As metodologias para a estimativa de emissões de GEE seguida é a constante no NIR (National Inventory Report). Para cada um dos setores de atividade foi adotada uma metodologia específica de projeção das respetivas variáveis de atividade, suportando-se, contudo, no mesmo quadro de referência socioeconómico, para garantir a coerência das projeções obtidas e inferir os fatores críticos que determinam as diferenças entre cenários. Salienta-se ainda que, no setor energético, para efeitos das projeções apresentadas no cenário políticas existentes, foram tidos em conta os instrumentos de políticas e medidas aprovados e publicados até 30 de junho de 2022. No caso do setor dos Resíduos e Águas Residuais, Agricultura e Florestas, foram consideradas como Medidas Existentes aquelas em vigor até ao final de 2023.

De seguida apresenta-se uma súmula dos resultados preliminares obtidos em termos de emissões de GEE setoriais no horizonte 2030 e 2040, no cenário de políticas existentes, sem considerar as emissões indiretas de CO₂.

Tabela 42 - Projeção de emissões de GEE por setor (sem emissões indiretas de CO₂) Cenário políticas existentes (kt CO_2eq)

	2005	2030	2040
	2005	Cenário políticas existentes	Cenário políticas existentes
1. Energia	62 555	25 973	14 328
Indústrias da energia, incluindo produção de eletricidade e calor e refinação (1A1)	25 503	2 306	1 462
Indústrias da manufatura e construção (1A2)	10 579	4 985	991
Emissões fugitivas (1B)	631	892	557
Transportes (1A3)	19 947	15 580	10 621
Serviços (1A4a)	3 037	515	3
Residencial (1A4b)	2 784	1444	456
2. Processos Industriais e usos de produtos (2)	8 211	3 885	3 306
F-gases (2F)	783	1 520	876
3. Agricultura (3 e 1A4c)	8 288	7 875	7 430
4. Resíduos e Águas Residuais (5)	6 806	4 972	3 551
Total	85 860	42 703	28 377
Total CELE	36 426	9 548	4 905
Total Não-CELE	49 434	33 155	23 471
Captura CO2 (CCU)	0	0	-238

O Governo português comprometeu-se em 2016 a assegurar a neutralidade das suas emissões até ao final de 2050, tendo até então adotado as metas de redução intermédias de pelo menos 55 % em 2030 e entre 65 e 75 % em 2040 face a 2005, as quais se traduzem em reduções ainda mais acentuadas para o sistema energético. Neste sentido, o cenário de políticas existentes (WEM - With Existing Measures) já incorpora uma série de medidas que visa atingir estes objetivos.

Como se pode verificar mesmo num cenário políticas existentes, perspetiva-se já uma redução acentuada das emissões de GEE nas próximas décadas, existindo potencial custo-eficaz para Portugal alcançar, em 2030, reduções totais de emissões de cerca de 50 % em relação a 2005, ascendendo esse valor a 67 % em 2040 (sem LULUCF). De referir que esta evolução tem em consideração um contributo do sequestro de carbono por via tecnológica (Captura de Carbono e Utilização - CCU), no pós 2030, embora se prevejam efeitos mais significativos apenas no médio-longo prazo.

Em 2030 esta redução deve-se em grande medida ao fecho das centrais a carvão para produção de eletricidade e ao reforço do papel das energias renováveis no mix energético nacional, com impulso reforçado no solar fotovoltaico. Desta forma, em 2030 o setor da energia, onde não está a ser incluída a componente energética associada ao setor da agricultura, apresenta um potencial de redução de emissões de GEE de cerca de 58 % face a 2005 (e cerca de 77 % redução em 2040).

No setor dos transportes e mobilidade prevê-se um potencial de redução de emissões de cerca de 21 % e 47 % em 2030 e 2040, devido a um perfil moderado de adoção de veículos elétricos e alterações na procura de mobilidade via redução de deslocações e de transferências modais. Serão introduzidas de forma faseada outras formas de energia de baixo carbono na navegação e aviação.

No que se refere ao setor dos serviços, verifica-se um forte potencial de redução de emissões de GEE, contribuindo com reduções de 83 % e praticamente 100 %, em 2030 e 2040 respetivamente, fruto do aumento de eficiência energética. Verifica-se, até 2030, a continuidade da tendência de redução de consumo de formas de energia fóssil neste setor, sendo que o início da introdução massiva de bombas de calor demonstra a sua custo-eficácia para fornecimento de serviços de energia como aquecimento e arrefecimento de espaços.

Os setores residencial e indústria da manufatura e construção apresentam um potencial de descarbonização mais reduzido neste horizonte temporal, apontando ainda assim uma redução de 51 % em 2030 (cerca de 84 % em 2040) e 52 % (cerca de 91 % em 2040), respetivamente.

No que se refere ao setor da Agricultura (componente não energia), perspetiva-se uma redução de emissões pouco significativa até 2030 (-5 %), tendo em conta as medidas e metas definidas no contexto do PEPAC. Apesar de ainda pouco significativo, prevê-se que este valor de redução possa duplicar até 2040 (-10 %), tendo por base a evolução produtiva do setor e pressupondo uma manutenção das medidas PEPAC, a par da consolidação do respetivo alcance.

Com base no exercício de modelação realizado no setor Resíduos e Águas Residuais, e apesar das caraterísticas específicas deste setor, o potencial de redução é relativamente importante e sobretudo baseados na evolução do setor dos resíduos em relação ao das águas residuais. A projeção para o setor como um todo no cenário WEM revela uma redução das emissões de GEE prevista de cerca de 27 %, entre 2005 e 2030, que se acentua no horizonte de 2040 (48 %).

Em termos de F-gases, cuja relevância em termos de emissões tem vindo a aumentar nos últimos anos, prevê-se neste cenário, face a valores de 2005, um aumento de 94 % das emissões até 2030, reduzindo para 12 % até 2040, tendo em conta o cumprimento do Regulamento (UE) n.º 517/2014 relativo aos gases fluorados e da Diretiva (UE) 2006/40/CE relativa às emissões provenientes de sistemas de ar condicionado instalados em veículos a motor. Não obstante os resultados genericamente positivos em matéria de potencial de redução de emissões de GEE, verifica-se a necessidade de se considerar um conjunto de medidas adicionais de política, por forma a se prosseguir uma trajetória de redução de emissões de GEE mais ambiciosa alinhada com as metas estabelecidas para 2030 e com a meta de neutralidade carbónica em 2045.

4.2.2 - Energia de fontes renováveis

No âmbito da Diretiva 2009/28/CE, do Parlamento Europeu e do Conselho, de 23 de abril, que introduziu a obrigatoriedade dos países membros da UE submeterem um plano de promoção da utilização de energia proveniente de fontes renováveis, Portugal preparou e apresentou o seu primeiro Plano Nacional de Ação para as Energias Renováveis (PNAER) em 2010, no qual se comprometeu a atingir os objetivos estabelecidos na Diretiva, nomeadamente a meta global de 31,0 % de fontes renováveis de energia no consumo final bruto de energia, a 5.ª meta mais ambiciosa da UE-28.

Em 2020, a incorporação de FER no consumo final bruto de energia situou-se nos 33,9 %, 3,3 pontos percentuais (p.p.) acima do valor registado no ano anterior, o que faz com que Portugal tenha excedido largamente a sua meta para 2020. Esta subida significativa terá sido fortemente influenciada pela redução do consumo de energia final devido ao contexto da pandemia COVID-19.

A figura seguinte ilustra a evolução da quota de fontes de energia renováveis no consumo final bruto de energia entre 2005 e 2022.

Figura 31 - Evolução da incorporação de fontes renováveis no consumo final bruto de energia em Portugal [Fonte: DGEG]

A nível setorial, em 2022 a incorporação de renováveis no setor da Eletricidade (FER-E) foi de 61 %, verificando-se um acréscimo de 2,6 p.p. face a 2021, no setor do Aquecimento e Arrefecimento (FER-A&A) foi de 45,5 %, verificando-se um aumento de 2,8 p.p. face a 2021, e no setor dos Transportes (FER-T) foi de 8,7 %, verificando-se um aumento de 0,1 p.p. face a 2021. A figura seguinte ilustra a evolução da quota de fontes de energia renováveis no consumo final bruto de energia por setor entre 2005 e 2022.

Figura 32 - Evolução da quota de energias de fontes renováveis no consumo final bruto de energia em Portugal por setor [Fonte: DGEG]

ii) Projeções de evolução com base nas políticas e medidas vigentes, pelo menos até 2040 (incluindo para o ano de 2030)

Na tabela seguinte apresentam-se as projeções de evolução com base nas políticas e medidas vigentes no consumo final bruto de energia em Portugal.

Tabela 43 - Projeções de evolução com base nas políticas e medidas existentes (Cenário WEM) no consumo final bruto de energia em Portugal

	2025	2030	2035	2040
FER-E	77 %	91 %	95 %	97 %
FER-A&A	45 %	50 %	71 %	89 %
FER-T	18 %	22 %	30 %	48 %
Quota global de FER	44 %	51 %	65 %	81 %

Na tabela seguinte apresentam-se as projeções de evolução com base nas políticas e medidas vigentes do contributo das energias renováveis em cada setor para o consumo de energia final.

Tabela 44 - Projeções de evolução com base nas políticas e medidas existentes (Cenário WEM) do contributo das energias renováveis em cada setor para o consumo de energia final (ktep)

	2025	2030	2035	2040
Consumo final bruto de eletricidade a partir de FER	3 688	4 945	6 199	7 324
Consumo final bruto de FER para aquecimento e arrefecimento	2 510	2 827	3 595	4 066
Consumo final bruto de energia a partir de FER nos transportes	462	581	932	1626
Consumo total bruto de FER	6 660	8 352	10 725	13 016
Transferência de FER para outros Estados-Membros	0	0	0	0
Transferência de FER de outros Estados-Membros e países terceiros	0	0	0	0
Consumo de FER ajustado ao objetivo	6 660	8 352	10 725	13 016

Ao nível do setor do Aquecimento e Arrefecimento apresenta-se a desagregação na tabela seguinte.

Tabela 45 - Projeções de evolução com base nas políticas e medidas existentes (Cenário WEM) do contributo total efetivo (consumo de energia final) de cada tecnologia de energias renováveis em Portugal no setor do Aquecimento e Arrefecimento (ktep)

	2025	2030	2035	2040
Biomassa	935	958	1090	1259
Bombas de calor	868	1013	1231	1170
Calor por solar térmico	150	164	215	223
Calor por cogeração	541	531	786	984
Gases renováveis	7	121	238	430
Total56	2 501	2 787	3 561	4 066

Ao nível do setor dos Transportes apresenta-se a desagregação na tabela seguinte.

Tabela 46 - Projeções de evolução com base nas políticas e medidas existentes (Cenário WEM) do contributo total efetivo (consumo de energia final) de cada tecnologia de energias renováveis em Portugal no setor dos Transportes (ktep)

	2025	2030	2035	2040
Biocombustíveis 1.ª geração*	53	57	0	0
Biocombustíveis avançados**	357	392	516	835
Hidrogénio renovável	0	3	29	72
Eletricidade	105	182	357	647
Total56	515	634	902	1 554

• Considerando Non-compliant biofuels e compliant biofuels - From food and feed crops.

** Biocombustíveis com classificação do anexo ix.

4.3 - Dimensão Eficiência energética

O consumo de energia durante 2022 continuou a ser influenciado pela pandemia COVID-19, que provocou alterações nos hábitos dos portugueses em todos os setores de atividade, no consumo de forma genérica, e consequentemente, no consumo de energia.

O Consumo de Energia Primária (CEP) em 2022 aumentou 2,4 % face a 2021, situando-se em 21 315 ktep.

Ao nível do consumo de fontes de energia primária, o Petróleo assume o principal papel no mix de consumo de energia em Portugal, verificando-se em 2022 um contributo de 42,0 % do CEP, seguido das Renováveis com 30,8 % e do Gás Natural com 22,6 %. Com a introdução do Gás Natural em 1997 e o aumento e diversificação das fontes de energia renováveis, o peso do Petróleo no CEP tem vindo a diminuir nos últimos anos, apesar de se ter registado um ligeiro aumento, em cerca de 5,9 %, de 2021 para 2022.

Em 2022, o CEP do carvão de origem fóssil diminuiu 96,5 % em relação ao ano anterior, sendo responsável apenas por 0,03 % do CEP, devido à produção de eletricidade a partir do carvão ter terminado em novembro de 2021.

A figura seguinte ilustra a evolução do consumo total de Energia Primária por tipo de fonte entre 1990 e 2022.

Figura 33 - Evolução do Consumo total de Energia Primária (ktep) por tipo de fonte em Portugal 1990-2022 [Fonte: DGEG]

No que diz respeito ao Consumo de Energia Final (CEF), Portugal registou em 2022 um consumo de 16 521 ktep, verificando-se um aumento de 2,3 % face a 2021, devido, essencialmente ao aumento do consumo de combustíveis rodoviários e no transporte aéreo, face à recuperação relativamente ao ocorrido nos anos anteriores devido à pandemia COVID-19, aproximando-se do valor de 2019. No ano de 2020 verificou-se uma redução do CEF de 7,2 % relativamente a 2019. No período, 2010-2022, o CEF registou uma tcma de -0,6 %. De entre os fatores que contribuíram para a redução do CEF nos últimos anos merece especial destaque a promoção da eficiência energética com particular enfoque nos setores da Indústria e Residencial por via da adoção de soluções mais eficientes, assim como o abrandamento da economia que afetou de forma generalizada os consumos nos diversos setores da economia.⁵⁷

Quanto ao consumo final de energia por tipo de fonte, e como já referido anteriormente, o Petróleo assume o principal papel no mix de consumo de energia em Portugal, verificando-se em 2022 um contributo de 45,0 % do consumo final, seguido da Eletricidade com 25,3 %, Gás Natural com 9,9 %, o Calor com 6,6 %, as Renováveis com 12,6 % onde se inclui o consumo de Lenhas e Resíduos Vegetais, Solar Térmico, Biogás, Bombas de Calor e outras renováveis, e outras fontes de energia que representaram menos de 1 %. Nos últimos anos tem-se verificado uma redução progressiva do peso do petróleo no consumo final de energia (apesar de um ligeiro aumento em cerca de 3,8 %, de 2021 para 2022), enquanto o gás natural e a eletricidade registaram um aumento no mix de consumo de energia final. A figura seguinte ilustra a evolução do consumo de energia final por tipo de fonte entre 1990 e 2022.

Figura 34 - Evolução do Consumo total de Energia Final por tipo de fonte em Portugal (ktep) [Fonte: DGEG]

Em termos setoriais, verifica-se que, em 2022, é o setor dos Transportes aquele que mais energia consome em Portugal representando 35 % do consumo de energia final, seguido do setor da Indústria (29 %), do setor Doméstico (18 %), do setor dos Serviços (14 %) e finalmente do setor da Agricultura e Pescas (3 %). A estrutura do consumo por setor de atividade manteve-se praticamente inalterada na última década, verificando-se apenas ligeiras oscilações de ano para ano, como mostra a figura seguinte⁵⁸.

Figura 35 - Evolução do Consumo total de Energia Final por setor de atividade em Portugal (ktep) [Fonte: DGEG]

A Diretiva (UE) 2023/1791, relativa à Eficiência Energética, estabelece que os Estados-Membros devem fixar uma contribuição indicativa nacional em matéria de eficiência energética com base no consumo de energia final a fim de cumprir, coletivamente, a meta vinculativa da União de consumo de energia final de redução do consumo de Energia Final de 11,7 % face ao cenário de referência de 2020, devendo envidar esforços no sentido de contribuir coletivamente para a meta indicativa da União de consumo de energia primária a que se refere o Artigo 4.º da EED. Na submissão das atualizações dos respetivos PNEC, os Estados-Membros devem também expressar as suas contribuições em termos de nível absoluto de consumo de energia primária em 2030.

Da mesma forma que Portugal demonstra um elevado grau de ambição e determinação para estar na vanguarda da transição energética por via de uma forte aposta nas energias renováveis, também a eficiência energética assume um papel de relevo no horizonte 2030, que representa o princípio basilar da política energética europeia - «eficiência energética em primeiro lugar».

Tabela 47 - Contributo indicativo nacional em matéria de eficiência energética para o cumprimento da meta de eficiência energética da União em 2030 (em consumo de energia primária sem usos não energéticos)

	Valor de referência 2020 (cenário de referência da UE de 2020 atualizado)	Meta 2030 (considerando o cenário de referência da UE de 2020 atualizado)59
Meta de consumo de energia primária (ktep) 60	19 444 ktep	16 711 ktep

Figura 36 - Trajetória indicativa para o contributo indicativo nacional em matéria de eficiência energética para o cumprimento da meta de eficiência energética da União em 2030 (em consumo de energia primária sem usos não energéticos) [Fonte: DGEG]

Tabela 48 - Contributo indicativo nacional em matéria de eficiência energética para o cumprimento da meta de eficiência energética da União em 2030 (em consumo de energia final sem usos energéticos)

	Valor referência 2020 (cenário de referência da UE de 2020 atualizado)	Meta 2030 (considerando o cenário de referência da UE de 2020 atualizado)61
Meta de consumo de energia final (ktep)62	16 262 ktep	14 371 ktep

Figura 37 - Trajetória indicativa para o contributo indicativo nacional em matéria de eficiência energética para o cumprimento da meta de eficiência energética da União em 2030 (em consumo de energia final sem usos não energéticos) [Fonte: DGEG]

A Intensidade Energética da economia em energia primária em 2022 registou um valor de 101 tep/M€’2016, verificando-se uma redução de 3,8 % face a 2021 e uma redução de 30,8 % face a 2005, ano que a intensidade energética atingiu o valor mais elevado dos últimos anos (146 tep/M€’2016). A partir de 2006 é patente um desacoplamento entre o consumo de energia primária e o Produto Interno Bruto (PIB).

Figura 38 - Evolução da Intensidade energética da economia em energia primária em Portugal (tep/M€’2016) [Fonte: DGEG, INE]

Figura 39 - Evolução do Consumo de Energia Primária e do PIB em Portugal (2000 = 100) [Fonte: DGEG, INE]

Relativamente à Intensidade Energética da economia em energia final, em 2022 registou um valor de 78 tep/M€’2016, verificando-se uma redução de 3,8 % face a 2021 e uma redução de 26,4 % face a 2003-2005, anos em que a intensidade energética atingiu o valor mais elevados dos últimos anos (106 tep/M€’2016). De igual forma, verifica-se a partir de 2006 um desacoplamento entre o consumo de energia final e o PIB.

Figura 40 - Evolução da Intensidade Energética da economia em energia final em Portugal (tep/M€’2016) [Fonte: DGEG, INE]

Figura 41 - Evolução do Consumo de Energia Final e do PIB em Portugal (2000 = 100) [Fonte: DGEG, INE]

ii) Potencial atual para a aplicação de cogeração de elevada eficiência e de redes urbanas de aquecimento e arrefecimento eficientes

Ao abrigo do artigo 14.º da Diretiva 2012/27/UE, de 25 de outubro de 2012, relativa à Eficiência Energética, Portugal realizou, em dezembro de 2016, um estudo de identificação do potencial de cogeração de elevada eficiência e de sistemas de aquecimento e arrefecimento energeticamente eficientes, tendo em consideração as premissas estabelecidas no Anexo VIII do mesmo diploma, para um horizonte temporal de 10 anos após o ano de referência utilizado, que no caso de Portugal é o ano de 2014.

Assim, no referido estudo foram analisadas as principais fontes energéticas de cada setor com o objetivo de caracterizar convenientemente as necessidades energéticas, nomeadamente a procura de aquecimento e de arrefecimento e assim ter uma avaliação detalhada de cada setor. Com base nas avaliações efetuadas, foram criados os mapas indicados no Anexo VIII da Diretiva, e elaborada uma análise crítica dos mesmos.

A partir de uma breve descrição da situação atual da cogeração em Portugal, foi feita uma análise do potencial técnico de cogeração e de redes de aquecimento e arrefecimento eficientes, assim como uma análise do potencial económico e uma estimativa da evolução desse mesmo potencial.

Com a publicação da Diretiva UE 2018/2002 foram iniciados os trabalhos para a realização de estudo análogo àquele referido acima, tendo por base as novas disposições em matéria de eficiência energética, em particular aquelas aplicadas à cogeração de elevada eficiência.

ii.1 Necessidades energéticas - procura de aquecimento e de arrefecimento

A procura de aquecimento e arrefecimento foi determinada tendo em conta os valores médios para as necessidades de cada setor, definindo assim o calor substituível por cogeração de elevada eficiência.

Setor da Agricultura e Pescas:

O consumo energético associado a este setor é muito heterogéneo. O consumo de gasóleo é predominante tanto para as máquinas agrícolas, como para os trabalhos de silvicultura, como ainda para a navegação pesqueira. A eletricidade tem um papel importante no processamento e na conservação de produtos.

A produção agrícola terá como áreas preferenciais de maior atividade aquelas onde tanto o clima como os solos sejam mais propícios a tal atividade e as atividades relacionadas com as pescas cingem-se à faixa costeira.

Setor da Indústria:

O setor da indústria não é considerado dependente das variações climáticas de região para região, uma vez que a maior parte das necessidades térmicas são devidas ao processo de fabrico e à produção propriamente dita, pelo que importa considerar os padrões de consumo energético dos diversos subsetores da indústria.

Ao contrário do setor da agricultura e pescas, na indústria o calor tem um peso maior do que o frio. Os processos produtivos na sua maioria necessitam, ou produzem calor, pelo que existe uma grande fatia de consumo gasto na produção desse mesmo calor que é passível de ser substituído por cogeração.

Setor dos Serviços:

O setor dos serviços é bastante heterogéneo, possuindo desde pequenas unidades de comércio até grandes centros comerciais, grandes centros hospitalares, passando por edifícios de escritórios, escolas, instalações desportivas, hotéis, etc. Quer em dimensão (área, número de pessoas), quer em horas de utilização, há um largo espectro de variação que dificulta a aferição das necessidades térmicas tipo por subsetor. O consumo para climatização também é muito influenciado pela zona climática e pela atividade a que o edifício se destina.

O consumo energético associado a este setor é muito diversificado e normalmente associado a grandes centros populacionais onde existe uma maior concentração de empresas e serviços. No geral, a procura térmica para arrefecimento predomina neste setor, com necessidades de aquecimento bastante reduzidas.

Setor Residencial:

O consumo do setor residencial em Portugal apresenta valores muito baixos, quando comparado com o consumo dos restantes países europeus, com particular relevância no que diz respeito aos consumos para aquecimento e mesmo para arrefecimento ambiente, o que decorre da maior suavidade do clima português e de em muitas situações não serem proporcionadas condições de conforto térmico, havendo, no entanto, assimetrias ao longo do território nacional.

Em termos de consumo por uso final, as cozinhas contribuem com a maior parcela, com cerca de 39 % do consumo final, seguidas do aquecimento de água, com 23 %. Contudo, no primeiro caso a eletricidade é a fonte principal, enquanto o aquecimento de água é predominantemente feito com GPL. A parcela dedicada à iluminação é reduzida, com apenas 4,5 % do consumo e o consumo para arrefecimento ambiente é desprezável.

A reduzida duração e importância das estações quentes, associada a limitações financeiras, explicará também o número reduzido de alojamentos com instalação de aquecimento central, assim como o número significativo de alojamentos para os quais não existe registo de qualquer sistema de aquecimento, em qualquer uma das regiões. Outra informação relevante diz respeito à fonte energética usada nos sistemas de aquecimento existentes, sendo notória a importância dos sistemas de aquecimento elétricos, nomeadamente na Região de Lisboa. Exceto em novas urbanizações de alta densidade, ou na proximidade de edifícios de serviços já com cogeração, o que se prevê serem casos pouco significativos, não há procura suficiente para justificar a instalação de redes de calor e frio a nível residencial.

De salientar que a evolução dos consumos do setor residencial tem sido no sentido de uma diminuição acentuada, a uma taxa média de -4,4 % ao ano desde 2009, está associada ao aumento de eficiência energética resultante de múltiplas medidas implementadas e da melhoria dos equipamentos, assim como a taxas e preços de energia mais elevados. A melhoria de eficiência é aparentemente maior no que diz respeito ao aquecimento ambiente, com uma redução em cerca de 31,7 % de 2000 a 2013, e de cerca de 28,8 % de redução na cozinha e Águas Quentes Sanitárias (AQS).

Contudo, a retoma da atividade económica, o crescimento das necessidades de habitação, e o crescimento do número de equipamentos elétricos deverão impulsionar de novo a procura de energia nos edifícios.

Potencial técnico da cogeração de elevada eficiência

As unidades de cogeração em funcionamento em 2014 totalizaram 1 759 MW de potência elétrica instalada, e 4 631 MW de potência térmica, tendo produzido um total de 7 484 GWh de energia elétrica e 19 249 GWh de energia térmica, correspondendo assim a um rácio T/E de 2,57. Apresentaram ainda um rendimento global de 79 % e um número médio de horas de utilização da potência de 4 349. A aplicação dos pressupostos e valores de referência associados à Diretiva, tendo em conta os combustíveis utilizados por cada uma das unidades, e as perdas na rede associadas ao nível de tensão de localização, resulta numa poupança global estimada em 30 740 TJ (0,73 Mtep) de energia primária, correspondendo a uma poupança de 33,5 %.

Na tabela seguinte pode-se verificar o potencial técnico da cogeração para produção de calor (estimado a partir das percentagens máximas de substituição e os valores de consumo de calor substituível), de cerca de 2,7 Mtep de calor potencialmente utilizável. Na mesma tabela são apresentadas estimativas do consumo de frio, na Indústria, no setor Residencial e nos Serviços, resultando em 0,5 Mtep de energia final, a que corresponderia entre 1,1 Mtep e 2,2 Mtep de calor adicional para alimentar chillers de absorção, resultando assim entre 3,8 e 4,9 Mtep de produção térmica das cogerações.

Assumindo o rácio T/E médio e o número médio de horas de funcionamento verificado nas cogerações existentes em 2014 (2,57 e 4 349 h respetivamente), a energia elétrica gerada e a potência elétrica instalada corresponderiam a 12 TWh (2,8 GW) só para satisfazer as necessidades de calor e 17,3 TWh a 22 TWh (4,0 GW a 5,1 GW) para satisfazer igualmente as necessidades de frio.

Contudo, a concretização de todo este potencial é irrealista uma vez que não tem em consideração os regimes de funcionamento das unidades de cogeração, as necessidades de paragem para manutenção, nem aspetos básicos tais como potências mínimas de funcionamento. Assim, o potencial técnico será seguramente superior ao potencial alcançável.

Tabela 49 - Cálculo do potencial de calor e frio a fornecer por cogerações [Fonte: DGEG, Estudo do potencial de cogeração de elevada eficiência em Portugal, 2016]

Setor	tep	tep	(%)	tep	tep
Setor	Total geral	Total energia térmica substituível	Potencial de substituição	Potencial de substituição	Consumo de frio (estimativa)
Consumo final	15 166 780	3 930 121	66,21 %	2 602 023	520 053
Agricultura e pecas	427 875	15 124
Agricultura	338 172	11 485	100,00 %	11 485
Pescas	89 703	3 639
Indústrias extrativas	111 645	28 503
Indústrias transformadoras	4 361 269	2 811 963			174 451
Alimentação, bebidas e tabaco	445 139	234 813	100,00 %	234 813
Têxteis	254 984	161 532	81,00 %	130 841
Papel e artigos de papel	1 366 239	1 062 925	100,00 %	1 062 925
Químicas e plásticos	432 372	227 840	100,00 %	227 840
Cerâmicas	268 395	217 841	7,00 %	15 249
Vidro e artigos de vidro	242 745	197 882	7,00 %	13 852
Cimento e cal	645 081	493 032	10,00 %	49 303
Metalúrgicas	46 394	25 222	19,00 %	4 792
Siderurgia	165 875	54 540	30,00 %	16 362
Vestuário, calçado e curtumes	45 625	18 499	81,00 %	14 984
Madeira e artigos de madeira	99 951	21 818	81,00 %	17 673
Borracha	35 171	14 275	100,00 %	14 275
Metalo-eletro-mecânicas	243 859	69 488	69,00 %	47 947
Outras indústrias transformadoras	69 439	12 256	81,00 %	9 927
Construção e obras públicas	260 285	30 593	81,00 %	24 780
Domésticos	5 511 592	0	0 %	0
Serviços	2 552 909	669 592	60,00 %	401 755	2 009
Agricultura e pescas	1 941 205	374 346	81,00 %	303 220	343 593

Assim, para efeitos da identificação do potencial de satisfação por cogeração, consideram-se os seguintes subsetores:

• Subsetores da Indústria transformadora com maior potencial de satisfação, quer pelos valores de consumo de calor, quer pela parcela de calor substituível: Alimentação, Bebidas e Tabaco, Têxteis, Papel e Artigos de Papel, Químicas e Plásticos, Madeira e Artigos de Madeira, Borracha.

• Subsetores dos Serviços onde a utilização de cogeração já tem significado, correspondendo a cerca de 40 % do consumo de energia elétrica e de energia térmica (sem combustíveis rodoviários) deste setor.

O consumo resultante é de cerca de 1,8 Mtep de calor potencialmente utilizável e 0,25 Mtep de consumo para frio, a que corresponderia entre 2,4 Mtep e 2,9 Mtep de produção térmica das cogerações, ou, com base nos mesmos pressupostos, 11 TWh a 13 TWh de geração (29 % do consumo nacional) e 2,4 GW a 3,0 GW de potência instalada, representando assim um acréscimo de 700 MW a 1 300 MW de potência, relativamente à potência instalada atualmente, de 1 759 MW.

Pode ainda antever-se alguma evolução futura deste potencial, no sentido de um ligeiro decréscimo, devido à redução acentuada de consumos prevista para os subsetores da Indústria de Pasta e do Papel (-7,3 %), e da Indústria Têxtil (-19,4 %), precisamente os dois subsetores com mais relevância no contexto da cogeração, e também de um decréscimo nos consumos para climatização no setor dos Serviços (-10,9 %), apesar de um ligeiro crescimento no consumo global desse setor (1,7 %). Assim, em 2025 o potencial alcançável será de 2,2 Mtep a 2,7 Mtep de produção térmica das cogerações, ou, 10 TWh a 12 TWh de geração de eletricidade e 2,3 GW a 2,8 GW de potência elétrica instalada.

Potencial económico da cogeração de elevada eficiência

A figura seguinte apresenta o gráfico de evolução do potencial económico para o período 2008 a 2026.

Figura 42 - Cenários de evolução do potencial económico de cogeração até 2026 (MWe) [Fonte: Estudo do potencial de cogeração de elevada eficiência em Portugal, 2016]

Tendo em atenção que as unidades de cogeração em funcionamento em 2014 totalizaram 1 759 MW de potência elétrica instalada, tendo por base o quadro das políticas e medidas existentes, a evolução da cogeração deveria situar-se mais próxima do cenário pessimista do gráfico anterior.

iii) Projeções que têm em consideração as políticas, medidas e programas de eficiência energética existentes, descritos no ponto 1.2. ii), no respeitante ao consumo de energia primária e final para cada setor, pelo menos até 2040 (incluindo o ano de 2030)

Relativamente às projeções para a evolução do consumo total de energia primária para o horizonte 2030, seria expectável que, face às políticas e medidas previstas implementar no horizonte 2020-2030, em particular a aposta nas energias renováveis e o descomissionamento do carvão, o consumo prosseguisse numa trajetória decrescente. No entanto, a estimativa de evolução crescente do consumo de energia primária, reflete por um lado, a descarbonização do sistema eletroprodutor existente, e por outro lado, as necessidades de eletricidade decorrentes do desenvolvimento da indústria verde em Portugal.

Em termos de vetores energéticos, e por via do descomissionamento das centrais térmicas a carvão, este vetor energético deixará de ter presença no mix de consumo de energia primária, contribuindo significativamente para a redução da fatura energética. Em 2030 as Renováveis terão o maior peso no mix energético, com mais de 50 %.

Figura 43 - Estimativa de evolução do consumo de energia primária no horizonte 2040 (ktep) [Fonte: DGEG]

Figura 44 - Estimativa de evolução do consumo de energia primária por tipo de fonte no horizonte 2040 (ktep) [Fonte: DGEG]

Figura 45 - Estimativa de evolução do consumo de energia primária por tipo de fonte no horizonte 2040 [Fonte: DGEG]

iv) Níveis ótimos de rentabilidade de requisitos mínimos de desempenho energético a partir de cálculos nacionais, de acordo com o artigo 5.º da Diretiva 2010/31/UE

A Diretiva 2010/31/UE, relativa ao desempenho energético dos edifícios, conhecida por EPBD (Energy Performance of Buildings Directive), estabelece que os Estados-Membros devem aplicar uma metodologia comparativa para o cálculo dos níveis ótimos de rentabilidade dos requisitos mínimos de desempenho energético dos edifícios e componentes de edifícios, com vista a manter atualizadas as exigências regulamentares nacionais. Em particular procura-se que os requisitos regulamentares de desempenho energético dos edifícios de referência não sejam inferiores em mais de 15 % aos resultados dos cálculos dos níveis ótimos de rentabilidade.

No seu Anexo I, o Regulamento Delegado (UE) n.º 244/2012 que complementa a EPBD, estabelece que os Estados-Membros devem definir edifícios de referência para edifícios unifamiliares, blocos de apartamentos e edifícios multifamiliares, edifícios para escritórios, e ainda para as outras categorias de edifícios não-residenciais constantes do anexo I, ponto 5, alíneas (d) a (i) da EPBD, para os quais existem requisitos de desempenho energético específicos.

Em Portugal os requisitos regulamentares de desempenho energético de edifícios são fixados em várias Portarias e Despachos associados ao Decreto-Lei n.º 101-D/2020, de 7 de dezembro, que estabelece os requisitos aplicáveis a edifícios para a melhoria do seu desempenho energético e regula o Sistema de Certificação Energética de Edifícios (SCE).

Com vista a satisfazer a EPBD relativamente às questões de custo-ótimo, foi promovida a realização de uma série de estudos sobre edifícios residenciais, de escritórios e hoteleiros.

Concluiu-se em termos gerais que:

• As necessidades de arrefecimento são sempre superiores às necessidades de aquecimento;

• A aplicação de isolamento térmico, embora representando melhorias no desempenho das soluções construtivas, não se traduz em vantagens para o custo-global das soluções ótimas;

• As soluções de custo-ótimo encontradas são soluções com índices de isolamento térmico inferiores aos preconizados pela legislação;

• As soluções de vidro com fator solar mais exigente, com sombreamento pelo exterior correspondem aos menores consumos energéticos;

• Porém, as soluções de custo-ótimo mais eficientes são as de envidraçados duplos com vidro incolor e sombreamento exterior;

• As necessidades de arrefecimento são diminuídas significativamente quando se utilizam lâmpadas LED, bem como a parcela que diz respeito aos consumos de iluminação;

• O sistema de climatização que apresenta menores consumos energéticos é S5 (VRV) (EV3 e EV18). Tal deve-se a que o custo inicial para este sistema é mais elevado; assim, embora os correspondentes valores de COP e EER sejam mais eficientes, as poupanças de energia não conseguem amortizar esse investimento;

• As soluções de ventilação sem recuperação de calor são as de menores consumos energéticos.

Note-se que o edifício de referência foi construído com base nos certificados analisados de hotéis com construção anterior a 1990. Implicou por isso uma forma mais compacta, portanto, de menor fator de forma (razão área/volume da envolvente). Este aspeto poderá ter influência no facto de as soluções sem isolamento serem as de custo-ótimo.

Crê-se que o resultado de que a solução com recuperação de calor não apresenta vantagens em termos de custo ótimo, se deve a dois fatores essenciais:

• Maiores necessidades de climatização para a estação de arrefecimento;

• Desenho em altura do edifício, que impõe maiores perdas de carga na exaustão e consequente aumento do consumo dos ventiladores.

Com base na metodologia adotada, para cenários de custos médios da energia, taxa de desconto de 3 %, e um ciclo de vida económico de 20 anos, determinaram-se os resultados de custo global para as variantes selecionadas. A variante de custo-ótimo, apresenta um custo financeiro global entre 388 €/m² em Faro e 425 €/m² no Porto.

Da análise comparativa entre os níveis de rentabilidade ótima e os requisitos regulamentares, concluiu-se que a redução de consumo de energia primária da variante custo-otimizada, em relação ao edifício de referência é de 33 % a 35 %. Tal indica que é adequada uma revisão das soluções construtivas e requisitos mínimos para as renovações profundas de hotéis construídos antes de 1990, existindo espaço para aumentar as exigências regulamentares do Sistema de Certificação de Edifícios (SCE) para as renovações substanciais de edifícios hoteleiros.

A Diretiva do Desempenho Energético dos Edifícios foi revista, no âmbito do pacote Fit-for 55, e pretende acelerar as taxas de renovação dos edifícios, reduzir as emissões de gases com efeito de estufa e o consumo de energia e promover a utilização de energias renováveis nos edifícios. O edificado contribui ativamente para o objetivo da UE de uma redução mínima de 55 % das emissões de gases com efeito de estufa (GEE) até 2030, em comparação com 1990, que visa colocar a UE na via da neutralidade climática até 2050.

4.4 - Dimensão Segurança Energética

i.1 Cabaz energético atual e recursos energéticos domésticos

Portugal não explora nem produz carvão, petróleo bruto ou gás natural. Significa isto que o aprovisionamento destas fontes energéticas para o mercado português é efetuado exclusivamente através de importações de países terceiros.

Após um período de decréscimo contínuo entre 2017 e 2020, o Saldo Importador de energia em Portugal aumentou nos anos 2021 e 2022. Note-se, no entanto, que no período de 20 anos entre 2003 e 2022 o Saldo Importador de energia no país decresceu aproximadamente 27 %. Esta redução, que tem um impacto positivo na redução da dependência energética externa e por consequência na redução da fatura energética de Portugal, foi motivada pelo aumento da produção doméstica de energia, em particular de fontes endógenas renováveis, que conduziu à redução das importações de carvão (até 2021, ano de encerramento das centrais a carvão) e gás natural para a produção de eletricidade. O aumento da capacidade de produção das refinarias nacionais, que permitiu dar uma maior resposta ao consumo interno, contribuiu também para a redução das importações de produtos de petróleo, e por consequência reduzir o saldo importador.

Apesar da crescente incorporação de fontes de energia renovável no sistema energético e a diminuição do recurso a fontes não renováveis, no médio a longo prazo o petróleo bruto e os produtos de petróleo continuarão a ser necessárias para assegurar o eficiente funcionamento da economia, em particular pelo seu peso significativo no setor dos transportes. Neste contexto, Portugal dispõe, e mantém esforços para continuar a dispor, de um portfólio diversificado de fornecedores e origens de petróleo bruto e produtos de petróleo, evitando as dependências significativas (concentração) de fornecedores, o que contribui para um elevado nível de segurança de abastecimento.

Não obstante o atrás referido, uma cada vez maior aposta em recursos endógenos (nomeadamente no setor dos transportes), permitirá igualmente reduzir a dependência da economia nacional no petróleo bruto e seus derivados e com isso reduzir a sua dependência energética, com vista a ser atingida a meta de 65 % em 2030.

Apesar do encerramento da atividade da refinaria de Matosinhos em 2021, foi mantida a atividade de armazenamento de produtos derivados do petróleo, utilizando-se, para tal, parte da capacidade de armazenamento dessa antiga refinaria. De forma a continuar a garantir o abastecimento do mercado regional, foi também mantido o acesso ao terminal marítimo e às instalações de armazenamento e expedição existentes em Matosinhos (Parque Logístico de Matosinhos e Parque da Perafita). A refinaria de Sines tornou-se, após o encerramento da instalação em Matosinhos, na única refinaria em Portugal. No entanto, sua elevada capacidade de conversão, bem como a sua vantagem estratégica em termos de localização e da infraestrutura portuária de águas profundas que a serve, tanto para o fornecimento de petróleo bruto como para a exportação de produtos de petróleo, tornam esta refinaria altamente competitiva.

No quadro legislativo aplicável ao setor do petróleo em Portugal, compete à Direção-Geral de Energia e Geologia (DGEG) a monitorização do mercado e da segurança de abastecimento do Sistema Petrolífero Nacional (SPN), sendo publicado, para o efeito, com periodicidade anual, o «Relatório de Monitorização do Mercado e da Segurança de Abastecimento do SPN». Este relatório considera dados atuais e previsionais da procura de petróleo bruto e produtos de petróleo e tem ainda em conta a evolução das infraestruturas de oferta e de armazenamento, incluindo as previsões de descomissionamento, de construções ou aquelas que se encontram em construção, bem como a necessidade de se cumprirem os requisitos relativos a reservas de segurança de petróleo bruto e produtos de petróleo.

Figura 46 - Evolução do Saldo Importador de energia em Portugal (ktep) [Fonte: DGEG]

A produção doméstica de energia tem vindo a aumentar nos últimos anos, registando-se uma tcma de 2,0 % no período 2013-2022, confirmando o crescimento que se verificou na década anterior (tcma de 1,6 % no período 2003-2012). O aumento da produção doméstica de energia tem tido um impacto positivo na redução da dependência energética externa por redução das importações de carvão e gás natural para a produção de eletricidade.

Em 2022 a produção doméstica de energia foi de 6 778 ktep, verificando-se uma diminuição de 1,5 % face a 2021, fundamentalmente devido ao menor contributo da produção com origem em fontes renováveis, em particular da hídrica. A produção doméstica de energia representou, em 2022, cerca de 32 % do consumo de energia primária (-1 p.p. face ao valor registado em 2021), verificando-se que na última década, 2013-2022, a produção doméstica representou em média cerca de 29 % do consumo de energia primária face a uma média de 18 % no período 2003-2012.

Figura 47 - Evolução da Produção Doméstica de energia em Portugal (ktep) [Fonte: DGEG]

i.2 Dependência energética

Um dos principais desafios e objetivos da atual política energética nacional passa por reduzir a dependência energética do exterior. Historicamente, Portugal apresenta uma dependência energética elevada, com uma média de 83,0 % na década entre 2003 e 2012, fruto da inexistência de produção nacional de fontes de energia fósseis, como o petróleo ou o gás natural, que têm um peso muito significativo no consumo final de energia. A aposta nas energias renováveis e na eficiência energética, com maior incidência nos últimos anos, tem permitido a Portugal diminuir a sua dependência energética para níveis inferiores a 80 %, com uma média de 73 % no período de dez anos compreendido entre 2013 e 2022. No entanto, a variabilidade do regime hidrológico, associado a uma grande componente hídrica no sistema eletroprodutor nacional, influencia negativamente a dependência energética em anos secos, como foi o caso do ano 2012, 2015, 2017 ou 2022.

Em 2020 a dependência energética em Portugal atingiu 65,8 %, o valor historicamente mais baixo, registando-se uma redução de 8,4 p.p. face a 2019. Esta redução deveu-se essencialmente à quebra do consumo final de energia devido ao impacto da pandemia da COVID-19, à redução da importação de carvão para produção de eletricidade e ao aumento da produção doméstica de energia a partir de fontes renováveis. Em 2022, o a dependência energética foi de 71,2 %, sendo a subida face a 2021 devida sobretudo ao aumento do saldo importador.

Figura 48 - Evolução da Dependência Energética externa de Portugal [Fonte: DGEG]

i.3 Riscos relevantes para o aprovisionamento de energia em Portugal

De acordo com o artigo 7.º do Regulamento (UE) 2017/1938 do Parlamento Europeu e do Conselho, de 25 de outubro de 2017, relativo a medidas destinadas a garantir a segurança do aprovisionamento de gás, a DGEG, enquanto autoridade competente nacional, procede à Avaliação Nacional dos Riscos que afetam a segurança do aprovisionamento do Sistema Nacional de Gás, com a colaboração do Operador da Rede Nacional de Transporte de Gás. Esta avaliação é efetuada de quatro em quatro anos, a menos que as circunstâncias imponham atualizações mais frequentes, e tem em consideração as circunstâncias nacionais e regionais pertinentes, como seja a dimensão do mercado, a configuração da rede, os fluxos de entrada e saída do Estado-Membro, a presença de armazenamento e o papel do gás no cabaz energético, em particular no que se refere à produção de eletricidade e ao funcionamento da indústria, e na qual são elaborados cenários com procura excecionalmente elevada e contextos de perturbação do aprovisionamento de gás decorrentes da falha das principais infraestruturas de oferta.

Os cenários de risco nacionais identificados na mais recente Avaliação Nacional dos Riscos, submetida à Comissão Europeia em setembro de 2022, são os seguintes:

1 - Falha na infraestrutura do Terminal de GNL de Sines;

2 - Falha na interligação de Campo Maior;

3 - Falha na interligação de Valença do Minho;

4 - Falha na infraestrutura do Armazenamento Subterrâneo do Carriço;

5 - Perturbação no aprovisionamento pelos fornecedores de países terceiros;

6 - Rutura no gasoduto principal da Rede Nacional de Transporte de Gás;

7 - Perturbação provocada por ciberataques às infraestruturas da Rede Nacional Transporte, Infraestruturas de Armazenamento e Terminais de GNL;

8 - Cenários de riscos regionais;

9 - Controlo de infraestruturas relevantes para a segurança de abastecimento por entidades de países terceiros;

10 - Pandemia.

Na sequência da Avaliação Nacional dos Riscos é elaborado um Plano Preventivo de Ação que pretende definir as medidas adequadas para a eliminação ou atenuação dos riscos identificados nos cenários de risco da Avaliação Nacional dos Riscos, bem como um Plano de Emergência, que detalha medidas de atuação para vários níveis de crise, atribuindo responsabilidades aos intervenientes no Sistema Nacional de Gás para fazer face aos eventos de risco identificados e salvaguardar o aprovisionamento. As versões mais recentes destes Planos foram submetidas à Comissão Europeia em março de 2023. De acordo com o referido Regulamento é, ainda, elaborada uma avaliação comum dos riscos, de dimensão regional, para identificação e estudo dos principais riscos que afetam a segurança de abastecimento de gás de determinadas regiões da UE, designadas por grupos de risco, sendo que Portugal se encontra integrado nos grupos de risco para o aprovisionamento de gás da Argélia e da Noruega.

Em conformidade com o Regulamento (UE) 2019/941 do Parlamento Europeu e do Conselho, de 5 de junho de 2019, relativo à preparação para riscos no setor da eletricidade, a DGEG estabeleceu o Plano de Preparação para Riscos no Setor da Eletricidade (PPR), que define as medidas para prevenir, preparar e atenuar crises de eletricidade resultantes dos riscos identificados para o setor, a nível nacional e da UE, definindo e caracterizando, ainda, os níveis de crise, bem como os fluxos e as obrigações em matéria de informação impostas aos vários intervenientes no sistema, tendo por base cenários de crise de eletricidade regionais identificados pela Rede Europeia dos Operadores das Redes de Transporte de Eletricidade e cenários de crise de eletricidade nacionais identificados pela DGEG, em colaboração com o Operador da Rede de Transporte de Eletricidade, após consulta do Operador da Rede de Distribuição de Eletricidade, da Entidade Reguladora Nacional e dos produtores de eletricidade relevantes.

Os cenários nacionais de crise de eletricidade identificados no PPR, revisto e submetido à Comissão Europeia em janeiro de 2023, são os seguintes:

1 - Falha no Terminal de GNL de Sines;

2 - Falha internacional prolongada de fornecimento de gás;

3 - Vento forte, com forte impacto no litoral;

4 - Incêndios florestais graves nas regiões Norte e Centro;

5 - Ciberataque;

6 - Terramoto que afeta a costa Oeste;

7 - Pandemia;

8 - Ataque físico contra ativos críticos;

9 - Ataque físico contra centros de controlo;

10 - Precipitação forte e inundações;

11 - Onda de calor e seca extrema (longos períodos);

12 - Interrupção prolongada de cadeias de abastecimento críticas (exceto gás).

A produção de eletricidade em Portugal tem, historicamente, uma elevada contribuição das centrais hidroelétricas. Em 2022 o peso da hídrica na produção bruta de eletricidade foi de 29,6 %, verificando-se uma redução de 34,3 % face a 2021, em consequência da redução do índice de hidraulicidade para 0,63. Assim, tal como identificado no PPR, a seca representa um dos riscos mais relevantes para o sistema elétrico nacional. De um modo geral, em anos de maior disponibilidade de recursos hídricos para a produção de eletricidade constata-se que Portugal regista uma menor dependência energética, uma vez que recorre a menores importações de gás natural (e carvão até 2021) para a produção de eletricidade, resultando igualmente numa redução da fatura energética. Com a diversificação das fontes renováveis para a produção de eletricidade, em particular a eólica, bem como a construção de novos aproveitamentos hidroelétricos reversíveis, ou seja, dotados de equipamentos de bombagem. Estes aproveitamentos permitem aproveitar os excedentes da produção renovável em horas de menor consumo para armazenar energia para ser utilizada posteriormente, o que tem permitido atenuar parcialmente, o impacto da seca no sistema eletroprodutor. A figura seguinte ilustra a evolução da dependência energética por comparação com a produção bruta de eletricidade hídrica.

Figura 49 - Relação entre a Dependência Energética do exterior e a Produção de Eletricidade de origem Hídrica [Fonte: DGEG]

i.4 Sistema Eletroprodutor nacional

Em 2022, o sistema eletroprodutor nacional registou uma produção bruta de eletricidade de 48,8 TWh, verificando-se um decréscimo de aproximadamente 4,3 % face a 2021. Da produção total de eletricidade, em 2022 cerca de 61,3 % teve origem em fontes renováveis de energia (-3,6 p.p. face a 2021), com maior incidência na hídrica e na eólica que no seu conjunto representaram cerca de 45,2 % de toda a produção nacional de eletricidade, seguido da térmica não renovável, com aproximadamente 38,7 % da produção nacional. Seguindo a tendência verificada a partir de 2019, em 2022 Portugal registou um saldo importador positivo, de aproximadamente 9,3 TWh.

Na componente renovável da produção de eletricidade, em 2022 a eólica contribuiu com cerca de 44,3 % da produção total renovável, seguido da hídrica com 29,6 %, a biomassa⁶³com 13,8 %, o solar fotovoltaico com 11,8 % e a geotermia, cuja produção se verifica apenas na Região Autónoma dos Açores, com 0,7 %.

Figura 50 - Evolução da Produção Bruta de Eletricidade e do Saldo Importador em Portugal (GWh) [Fonte: DGEG]

Figura 51 - Evolução da Produção Bruta de Eletricidade em Portugal (GWh) [Fonte: DGEG]

No que diz respeito à capacidade instalada para a produção de eletricidade, Portugal registou em 2022 um total de cerca de 23 GW, dos quais aproximadamente 17 GW, que correspondem a cerca de 75 %, dizem respeito a tecnologias de base renovável. Verificou-se um aumento de aproximadamente 5,9 % face a 2021, equivalente a cerca de 1,3 GW, principalmente em resultado da entrada em exploração de nova capacidade solar fotovoltaica e hídrica. Do total da capacidade instalada, cerca de 35 % (8142 MW) corresponde às centrais hidroelétricas, que incluem uma componente relevante de bombagem reversível, que permite absorver o excesso de produção de eletricidade em períodos de menor consumo e armazenar energia renovável e que representa cerca de 45 % da capacidade total hídrica. A eólica representa cerca de 25 % da capacidade instalada (5730 MW), o gás natural cerca de 21 % (4918 MW), o solar fotovoltaico aproximadamente 11 % (2659 MW), a biomassa⁶⁴ cerca de 3 % (861 MW), outras não renováveis⁶⁵ aproximadamente 4 % (905 MW) e outras renováveis⁶⁶ cerca de 0,1 % (34 MW).

Na década 2013-2022 a capacidade total instalada em Portugal para a produção de eletricidade registou um aumento de cerca de 3624 MW, resultado de um aumento de cerca de 6,1 GW de capacidade renovável e de um decréscimo de aproximadamente 2,5 GW da capacidade não renovável.

Figura 52 - Evolução da capacidade instalada para a produção de eletricidade em Portugal por tipo de fonte (MW) [Fonte: DGEG]

ii) Projeções de evolução com base nas políticas e medidas vigentes, pelo menos até 2040 (incluindo para o ano de 2030)

Face ao cenário perspetivado para evolução do setor eletroprodutor em Portugal, ilustra-se na tabela seguinte a evolução da capacidade instalada esperada, desagregada por tecnologia, para o horizonte 2040 para efeitos de cumprimento dos objetivos estabelecidos para este setor e com impactos noutros setores.

Tabela 50 - Perspetivas de evolução da capacidade instalada para a produção de eletricidade por tecnologia em Portugal no horizonte 2040

(GW)	2025	2030	2035	2040
Hídrica	8,1	8,1	8,1	8,1
da qual em bombagem	3,6	3,6	3,6	3,6
Eólica	5,8	9,4	12,3	14,1
Eólica onshore (inclui para prod. H2)	5,8	9,1	10,4	12,2
Para prod H2	0,05	0,39	0,39	0,39
Eólica offshore (inclui para prod. H2)	0,0	0,3	1,9	1,9
Para prod H2	0,00	0,22	1,84	1,84
Solar fotovoltaico	8,1	12,9	19.2	27,1
Centralizado (inclui para prod. H2)	5,3	9.4	13,8	18,8
Para prod H2	0,0	0,69	1,79	6,07
Descentralizado	2,8	3,5	5,4	8,3
Solar térmico concentrado	0,0	0,0	0,0	0,0
Biomassa/biogás e resíduos	1,2	1,2	1,3	1,6
Outros renováveis	0,1	0,3	0,3	0,3
Geotermia	0,1	0,1	0,1	0,1
Ondas	0,0	0,2	0,2	0,2
Carvão	0,0	0,0	0,0	0,0
Gás natural	4,8	3,8	2,9	1,8
Produtos petrolíferos	0,6	0,5	0,3	0,3
Baterias	0	0	0,0	1,1
Total	29	36	44	54

4.5 - Dimensão Mercado Interno da Energia

4.5.1 - Interligações elétricas

No que diz respeito às interligações elétricas entre Portugal e Espanha, existem atualmente 6 linhas a 400 kV e 3 linhas a 220 kV. A capacidade de interligação entre os dois países tem evoluído favoravelmente nos últimos anos por forma a dar resposta às solicitações do Mercado Ibérico de Eletricidade (MIBEL), o que se traduz numa maior capacidade de interligação disponível para fins comerciais. Em 2022 registou-se um valor médio de capacidade comercial de interligação na ordem dos 2750 MW no sentido Portugal-Espanha (exportador) e na ordem dos 3633 MW no sentido Espanha-Portugal (importador), como mostra o gráfico seguinte.

Figura 53 - Evolução do valor médio anual da capacidade Comercial de Interligação Portugal-Espanha (MW) [Fonte: REN]

Figura 54 - Interligações elétricas na Península Ibérica em 2022 [Fonte: REN, REE]

Para dar cumprimento ao objetivo comum estabelecido pela Comissão Europeia, de 10 % de interligações elétricas em 2020 e 15 % em 2030, Portugal tem registado uma evolução positiva. No entanto, o mesmo não sucede em relação ao nível de interligação entre a Península Ibérica e França que em 2022 ficou muito aquém do objetivo de 10 %, como mostra o gráfico seguinte. A ambição de Portugal e Espanha em assegurar uma efetiva e robusta ligação ao mercado europeu de energia está comprometida devido ao estrangulamento que se continua a verificar na interligação entre Espanha e França através dos Pirenéus, que conduz a uma operação da Península em modo «ilha elétrica», com as dificuldades técnicas e os desafios inerentes a uma grande penetração de geração renovável e, por consequência, aos objetivos últimos do PNEC, que tal situação confere.

Figura 55 - Rácio entre a capacidade de interligação e a capacidade instalada no sistema eletroprodutor entre Portugal - Espanha e a Península Ibéria - França [Fonte: REN, REE, análise DGEG]⁶⁷

De acordo com o n.º 8 do artigo 16.º do Regulamento (UE) 2019/943 do Parlamento Europeu e do Conselho, de 5 de junho de 2019, relativo ao mercado interno da eletricidade, os operadores das redes de transporte de eletricidade não devem limitar o volume de capacidade de interligação a disponibilizar a participantes no mercado para resolverem congestionamentos nas suas próprias zonas de oferta, ou como meio de gerir os fluxos resultantes de transações internas para zonas de ofertas, sendo estabelecidos níveis mínimos de capacidade disponível para o comércio interzonal. Ao abrigo do n.º 9 do mesmo artigo, o Operador da Rede de Transporte de eletricidade nacional solicitou à ERSE uma derrogação ao disposto no n.º 8, por tal ser necessário para manter a segurança operacional, tendo a derrogação sido aprovada por essa entidade reguladora.

ii) Projeções ligadas aos requisitos da expansão das interligações até, pelo menos, 2040 (incluindo para o ano de 2030)

De acordo com o definido no RMSA-E 2023, tendo em consideração os desenvolvimentos previstos na rede e outros ainda por identificar, perspetiva-se a seguinte evolução de capacidade comercial de interligação (em MW):

Tabela 51 - Previsão dos valores mínimos indicativos da capacidade comercial de interligação [Fonte: REN]

	Portugal -> Espanha	Espanha -> Portugal
2024	2 700 MW	2 700 MW
2025	3 500 MW	4 200 MW
2030	3 500 MW	4 200 MW
2035	3 500 MW	4 200 MW
2040	4 000* MW	4 700* MW

• As capacidades indicadas para 2040 correspondem a valores identificados como Target Capacities para a fronteira Portugal-Espanha nos estudos TYNDP 2022 - Ten Year Network Develpoment Plan. No entanto, não estão ainda identificados os reforços de rede necessários em Portugal e Espanha para atingir esses valores de capacidade.

4.5.2 - Infraestrutura de transporte da energia

i.1 Eletricidade

A Rede Nacional de Transporte de Eletricidade (RNT) compreende as instalações implementadas no território nacional continental que asseguram o transporte da energia desde os centros eletroprodutores de considerável potência instalada para os locais de elevada densidade de consumo, bem como as interligações com Espanha, através de linhas de muito alta tensão bem como de instalações e equipamentos que adequam os níveis de tensão e que permitem o controlo dos fluxos energéticos. Atualmente, a RNT dispõe de um total de 9 424 km de rede, uma potência de transformação de 39 517 MVA, e tem em serviço 70 subestações, 14 postos de corte, 2 de seccionamento e 1 de transição. A evolução da RNT ilustra-se na tabela e figura seguintes.

Tabela 52 - Principais características da Rede Nacional de Transporte de Eletricidade [Fonte: REN]

	2021	2022	Variação
Comprimento das Linhas (km)	9 348	9 424	0,8 %
400 kV	3 051	3 075	0,8 %
220 kV	3 848	3 848	–
150 kV	2 449	2 501	2,1 %
Potência de transformação (MVA)	39 221	39 517	0,8 %
Autotransformação (MAT/MAT)	14 920	14 920	–
Transformação (MAT/AT)	23 981	24 277	1,2 %
Transformação (MAT/MT)	320	320	–

A figura seguinte ilustra o mapa da RNT.

Figura 56 - Mapa da Rede Nacional de Transporte de Eletricidade em 2022 [Fonte: https://datahub.ren.pt/pt/redes/]

i.2 Gás natural

A Rede Nacional de Transporte, Infraestruturas de Armazenamento e Terminais de Gás Natural Liquefeito (RNTIAT) é constituída pelo conjunto das infraestruturas destinadas à receção e ao transporte de gás por gasoduto, ao armazenamento subterrâneo e à receção, ao armazenamento e à regaseificação de Gás Natural Liquefeito (GNL). A RNTIAT é composta pelas infraestruturas de serviço público que integram a Rede Nacional de Transporte de Gás (RNTG), as infraestruturas de Armazenamento Subterrâneo (AS) do Carriço, em Pombal e pelo Terminal de Gás Natural Liquefeito (TGNL) de Sines, bem como as respetivas infraestruturas de ligação à rede de transporte.

A RNTG é a infraestrutura utilizada para efetuar o transporte e a entrega de gás em alta pressão em Portugal, desde os pontos de entrada até aos pontos de saída, constituída por dois eixos principais: um eixo Sul-Norte, que liga o TGNL de Sines à interligação de Valença do Minho, garantindo o abastecimento de gás à faixa litoral de Portugal, onde se situam as localidades mais densamente povoadas, possuindo ainda uma derivação para Mangualde; e um eixo Este-Oeste entre a interligação em Campo Maior e o AS do Carriço, apresentando uma derivação para a Guarda. Em 2013 concluiu-se a ligação entre as derivações dos dois eixos, ligando Mangualde à Guarda, o que permitiu reforçar a satisfação da procura na zona centro e norte do país. O total dos pontos de entrega (GRMS - Gas Regulation and Metering Station) da RNTG apresenta uma capacidade de saída de 707 GWh/dia, equivalente a 2 470 km³(n)/h. Fazem parte da RNTG os seguintes equipamentos principais: 1 375 km de gasoduto principal e ramais de alta pressão destinados ao transporte de gás; 85 Estações de regulação e medição de gás nos pontos de entrega, (GRMS); 66 Estações de junção para derivação (JCT - Junction Station); 45 Estações de válvula de seccionamento (BV - Block Valve Station), 5 Estações de interligação em T (ICJCT - T Interconnection Station); 2 Estações de transferência de custódia (CTS - Custody Transfer Station).

A entrega de gás pode ser efetuada diretamente aos clientes ligados em alta pressão, às redes de distribuição que constituem a rede nacional de distribuição de gás, à rede interligada do sistema gasista de Espanha e ao AS do Carriço para injeção nas cavidades dessa infraestrutura.

Os desenvolvimentos mais recentes da RNTG concentraram-se na ligação de novos pontos de entrega e na remodelação de algumas estações de redução de pressão e medição de modo a adaptá-las a novas condições de funcionamento e caudais de gás a fornecer.

Existem duas interligações entre a RNTG e a rede de transporte de Espanha: Campo Maior - Badajoz e Valença do Minho - Tuy. Ambos os pontos de interligação possuem capacidade de entrada e saída, sendo que no total a capacidade agregada do VIP (Campo Maior + Valença do Minho) apresenta um valor de importação de 144 GWh/dia e de exportação de 80 GWh/dia, anunciado até setembro de 2027.

Tabela 53 - Capacidades das interligações de gás entre Portugal e Espanha [Fonte: REN]

Interligação	Capacidade diária
Campo Maior	Capacidade entrada: 134 GWh/dia, equivalente a 470 km3(n)/hCapacidade saída: 55 GWh/dia, equivalente a 193 km3(n)/h
Valença do Minho	Capacidade entrada: 10 GWh/dia, equivalente a 35 km3(n)/hCapacidade saída: 25 GWh/dia, equivalente a 88 km3(n)/h

O Terminal de Gás Natural Liquefeito (TGNL) de Sines está localizado estrategicamente na costa atlântica europeia e integra o conjunto das infraestruturas destinadas à receção e expedição de navios metaneiros, armazenamento e regaseificação de GNL para a rede de transporte, bem como o carregamento de GNL em camiões-cisterna. As principais características do TGNL de Sines incluem:

• Receção e descarga de navios metaneiros: A instalação inclui um cais de acostagem para navios, braços articulados de descarga e linhas de descarga, recirculação e retorno de vapor de GNL. A capacidade de descarga é de 10 000 m³/h de GNL para navios metaneiros com volumes entre 40 000 e 216 000 m³ de GNL.

• Armazenamento de GNL: Depois de descarregado, o GNL é armazenado em tanques. A capacidade de armazenagem é de 2 569 GWh, correspondente a dois tanques de 120 000 m³ de GNL e um tanque de 150 000 m³ de GNL.

• Regaseificação para a RNTG: A regaseificação é um processo físico de vaporização de GNL que recorre à permuta térmica do gás com água do mar em vaporizadores atmosféricos. Para o desempenho deste processo a infraestrutura possui sete (7) vaporizadores atmosféricos com uma capacidade unitária de 64 GWh/dia (equivalente a 225 000 m³(n)/h). A capacidade de emissão nominal é de 321 GWh/dia (equivalente a 1 125 000 m³(n)/h), com uma capacidade de ponta horária de 1 350 000 m³(n)/h).

• Baías de enchimento de GNL: O TGNL de Sines permite o carregamento de camiões-cisterna de GNL, possibilitando o abastecimento às unidades autónomas de regaseificação (UAG) situadas em zonas de Portugal que não podem ser abastecidas pela rede de gás natural de alta pressão. Para esta atividade, o TGNL dispõe de três baías de enchimento, com uma capacidade total de 175 m³/h de GNL.

• Carregamento de navios metaneiros: A infraestrutura do TGNL possibilita também o Gas-in, arrefecimento e o carregamento total ou parcial de navios metaneiros, utilizando-se a mesma instalação portuária e o equipamento de descarga dos navios. A capacidade para essa atividade é de 1 500 m³/h de GNL.

A expansão do TGNL de Sines, concluída em julho de 2012, permitiu o aumento da capacidade útil de armazenamento em 62,5 %, para 390 000 m³ de GNL, o aumento da capacidade de emissão de gás para a rede em 50 %, para 1 350 000 m³/h, a adaptação do «jetty» para a receção de navios metaneiros de grande capacidade, bem como a implementação de um conjunto de reforços processuais visando a maximização da disponibilidade da infraestrutura e um elevado padrão de segurança de operação. Como resultado, o Terminal de Sines oferece agora condições favoráveis de acesso a um maior número de agentes, proporcionando uma maior flexibilidade de gestão dos volumes importados, e criando condições únicas para a receção de navios de GNL provenientes de fontes mais remotas e diversificadas, contribuindo para a competitividade do setor em Portugal e para a segurança do aprovisionamento do SNG.

No que diz respeito ao Armazenamento Subterrâneo do Carriço, o gás é armazenado em alta pressão em cavidades criadas no interior de um maciço salino, a profundidades superiores a mil metros. Atualmente encontram-se em operação 6 cavidades, com uma capacidade total de armazenamento de 3 839 GWh (322,6 Mm³), que utilizam a mesma estação de gás de superfície, que permite a movimentação bidirecional de fluxo, ou seja, a injeção de gás da rede de transporte para as cavidades e a extração de gás das cavernas para a rede de transporte. O AS do Carriço tem atualmente capacidade de injeção de 24 GWh/dia (83 km³(n)/h) e uma capacidade de extração de 129 GWh/dia (450 km³(n)/h) com volume operacional de gás nas cavidades superior a 60 % da capacidade de armazenagem do AS do Carriço e 71 GWh/dia (250 km³(n)/h), com volume operacional de gás nas cavidades inferior a 60 % da capacidade de armazenagem do AS do Carriço. Esta infraestrutura é fundamental para a constituição das reservas de segurança necessárias para garantia do abastecimento ao país em caso de crise de aprovisionamento, e fornece também condições para otimização logística e comercial dos agentes comerciais ativos no setor a nível nacional e também ibérico.

A figura seguinte ilustra o mapa da RNTIAT.

Figura 57 - Mapa da Rede Nacional de Transporte, Infraestruturas de Armazenamento e Terminais de Gás Natural Liquefeito [Fonte: REN]

ii) Projeções ligadas aos requisitos da expansão da rede, pelo menos até 2040 (incluindo para o ano de 2030)

ii.1 Eletricidade

Para dar resposta aos requisitos comunitários relativos às interligações elétricas está planeado um conjunto alargado de ações e projetos de expansão da rede dos quais se destacam:

• Eixo «Ribeira de Pena - Vieira do Minho - Feira», composto por duas linhas a 400kV, associado ao complexo hidroelétrico do Tâmega, que terá um papel importante no fluxo de eletricidade associado à futura interligação «Minho-Galiza». Este projeto teve o estatuto de PIC na 5.ª lista de PIC (em 2021) ⁶⁸. A subestação Ribeira da Pena e o troço Vieira do Minho - Ribeira de Pena foram comissionados em 2021;

• Em 2024 prevê-se comissionamento da nova interligação entre Portugal e Espanha, através de uma linha a 400 kV entre Ponte de Lima (Minho) e Fontefría (Galiza), projeto reconhecido pela Comissão Europeia como PIC, na 1.ª lista de Projetos de Interesse Comum (PIC) e Projetos de Interesse Mútuo (PIM) da União, adotada no Regulamento Delegado (UE) 2024/1041 da Comissão, de 28 de novembro de 2023, publicado no Jornal Oficial da União Europeia a 8 de abril de 2024⁶⁹. O troço Ponte de Lima-Vila Nova de Famalicão foi comissionado em 2021.

• Até 2029 prevê-se o comissionamento de uma linha a 400 kV a estabelecer entre a atual subestação de Pedralva e a futura subestação de Sobrado, reconhecido anteriormente como PIC da Comissão Europeia⁷⁰,a qual, para além de potenciar o aumento dos valores de capacidade de interligação, permitirá facilitar o escoamento de eletricidade de origem renovável;

• Para o horizonte 2030, foram já efetuados pelos operadores das redes de transporte de Portugal e Espanha (REN e REE) no âmbito do Ten-Year Network Development Plan 2016 (TYNDP) um conjunto de análises de muito longo prazo, as quais conduziram a uma estimativa de valores de capacidade de interligação de 3 500 MW no sentido Portugal-Espanha e 4 200 MW no sentido Espanha-Portugal;

• Numa perspetiva de mais longo prazo, 2040, as capacidades comerciais de interligação poderão situar-se nos 4 000 MW no sentido Portugal-Espanha e nos 4 700 MW no sentido Espanha-Portugal, valores identificados como «Target Capacities» para a fronteira Portugal-Espanha em estudos realizados no âmbito do TYNDP 2018, não se encontrando ainda identificados os eventuais reforços de rede ou novas interligações necessárias para atingir estes valores de capacidade de interligação.

No setor da eletricidade destacam-se, ainda, outros projetos associados ao reforço de redes internas, tanto de transporte como de distribuição, para integração e acomodação da produção de energia elétrica de origem renovável, e para dar resposta às necessidades de grandes consumidores nomeadamente os seguintes:

• 2025-2026: Reforço da RNT a 400 kV na zona do Minho;

• 2026-2027: Receção de energia offshore ao largo de V. Castelo - Fase 2;

• 2026-2028: Ligação a 220 kV Vila Pouca de Aguiar-Carrapatelo;

• 2027-2029: Ligação a 400 kV Ribeira de Pena-Lagoaça;

• 2029-2030: Receção de energia offshore ao largo de V. Castelo - Fase 3.

ii.2 Gás Natural e Gases Renováveis

Para dar resposta aos compromissos estabelecidos a nível europeu e tendo por base a política energética nacional, nomeadamente em termos de integração de mercado interno e segurança de abastecimento, e na procura de um sistema nacional de gás mais robusto, eficiente e interligado, Portugal procura desenvolver a respetiva rede de transporte e distribuição, contando à data com projetos que contribuem para esse objetivo.

Portugal, no desenvolvimento do Sistema Nacional de Gás, pretende implementar um conjunto de projetos que procurarão dar resposta às necessidades de curto e médio prazo, preparando-se e dotando-se de infraestruturas que permitirão, posteriormente, a completa descarbonização do sistema gasista nacional, maximizando o aproveitamento de ativos.

Para o efeito prevê-se um conjunto alargado de ações e projetos dos quais se destacam (entre eles alguns já indicados no ponto 2.4.2 deste Plano):

•O reforço da capacidade de armazenamento do AS do Carriço em duas cavidades com capacidade adicional de 1,2 TWh. Estas cavidades adicionais preveem-se estarem em funcionamento em 2027 e 2028 e estarão adaptadas para o armazenamento de 100 % H₂;

•A realização de investimentos no Terminal de GNL de Sines que permitirão a trasfega de GNL entre navios permitindo o reenvio de até 8 bcm/ano deste combustível (a partir de 2023) e de melhoria de condições de amarração de metaneiros, permitindo, por um lado reduzir limitações de acostagem em condições de mar mais adversas, e por outro aumentar a geometria dos navios (previsto para 2026);

A realização de investimentos nas infraestruturas existentes, sejam ao nível da rede de transporte ou de distribuição de gás, que permitam a receção de gases renováveis e veiculação de gás natural e gases renováveis, especialmente biometano, bem como misturas crescentes de H₂; Inserido no conjunto de Projetos de Interesse Comum (PIC), cuja última lista foi publicada em abril de 2024, relativos às infraestruturas de interligação de hidrogénio da Europa Ocidental (Grupo 9), está o Corredor Portugal - Espanha - França - Alemanha (9.1), composto pelos seguintes projetos (designados em conjunto por «H2med»):

9.1.1 - Infraestrutura interna para o hidrogénio em Portugal (designado por «PT Backbone»);

9.1.2 - Interligação de hidrogénio entre Portugal e Espanha (designado por «CelZa»);

9.1.3 - Infraestrutura interna para o hidrogénio em Espanha;

9.1.4 - Interligação de hidrogénio entre Espanha e França (designado por «BarMar»);

9.1.5 - Infraestrutura interna para o hidrogénio em França com ligação à Alemanha (designada por «HyFen»);

9.1.6 - Infraestrutura interna para o hidrogénio na Alemanha com ligação a França (designada por «H2Hercules South»).

No âmbito do referido corredor prevê-se a construção de dois troços novos da RNTG entre Figueira da Foz e Cantanhede, com ligação ao AS do Carriço (50 km), e o troço português do projeto de interligação CelZa (162 km). Em simultâneo serão alvo de adequação os atuais gasodutos para veiculação de 100 % H2, no eixo Cantanhede - Celorico da Beira - Monforte (341 km)..

4.5.3 - Mercados da eletricidade e do gás, preços da energia

O Relatório sobre os mercados retalhistas de eletricidade e gás em 2022, publicado pela entidade reguladora nacional (ERSE) em agosto de 2023 dá uma visão transversal dos mercados retalhistas de eletricidade e gás, nomeadamente quanto à dinâmica de concorrência, à caracterização das ofertas comerciais e à proteção do consumidor. Existiam, no final de 2022, 775 ofertas comerciais nos mercados de eletricidade e de gás. O número de ofertas por comercializador era de 25, sendo de 7 341 o número de consumidores por oferta.

No setor da eletricidade no final de 2022, além do CUR, encontravam-se a operar no mercado liberalizado 33 comercializadores, valor idêntico ao do ano anterior. O número de comercializadores ativos registou, desde 2013, uma subida acentuada, tendo passado de dez para 33.

O mercado de gás viu o número de comercializadores em atividade, em 2022, aumentar de 19 para 20, ficando já muito próximo do máximo histórico de 21 comercializadores ativos, registado no final de 2020.

i.1 Mercado de Eletricidade

Em Portugal, desde setembro de 2006 que a totalidade dos clientes de energia elétrica em Portugal continental passaram a poder efetivamente escolher o seu fornecedor de eletricidade. Em 2022, o Mercado Livre (ML) representou 5,5 milhões de clientes, correspondente a 85 % do total de clientes no mercado, sendo que os restantes clientes pertencem ao Mercado Regulado (MR) que são abastecidos pelo Comercializador de Último Recurso (CUR) e representam cerca de 974 mil clientes. Cabe aos clientes domésticos a grande fatia de clientes que ainda permanece no MR. Nos termos da Portaria n.º 83/2020, de 1 de abril, os consumidores domésticos ainda fornecidos por um comercializador de último recurso têm até 31 de dezembro de 2025 para procurar assegurar o fornecimento de eletricidade por um comercializador em mercado. Nos termos do Regulamento n.º 951/2021, de 2 de novembro, pode proceder-se à aplicação do fornecimento supletivo, transpondo os clientes constituídos na carteira de um comercializador em regime de mercado para a carteira de um comercializador de último recurso, dado o contexto atípico das condições de mercado.

Tabela 54 - Número de clientes no mercado nacional de eletricidade por nível de tensão em 2022 (estimado) [Fonte: ERSE]

	Mercado livre	Mercado regulado
MAT e AT	412	5
MT	24 887	1 002
BTE	37 409	1 625
BTN	5 387 682	971 797
Total	5 450 390	974 429

Tem-se assistido, igualmente, a um progressivo aumento do número de comercializadores ativos nos diferentes segmentos de mercado e do número de ofertas em mercado retalhista, sendo expectável que os benefícios de mais concorrência, traduzida em termos de maior escolha, melhores preços e mais competição entre agentes, sejam também crescentemente aproveitados por consumidores industriais e residenciais.

No âmbito das últimas alterações legislativas, o Governo fixou a data de 31 de dezembro de 2020 como o prazo limite para a extinção das tarifas transitórias aplicáveis aos fornecimentos de eletricidade em MT e BT.

Entretanto, na Lei do Orçamento de Estado para 2020, prevê-se a prorrogação do prazo para a extinção das tarifas transitórias aplicáveis aos fornecimentos de eletricidade em BTN, para 31 de dezembro de 2025.

Na tabela seguinte apresenta-se a evolução semestral dos preços médios da energia elétrica, para Portugal, praticados no setor doméstico e na indústria, na banda de consumo mais representativa, DC e IB, respetivamente.

No que diz respeito aos preços de eletricidade (Preços incluindo todos os impostos) praticados em Portugal em 2022, e no caso do setor Doméstico, o preço médio anual situou-se em 0,2210 €/kWh (banda DC) verificando-se um aumento de 3,8 % face a 2021. No setor da Indústria o preço médio anual situou-se em 0,1841 €/kWh (banda IB) e registou um aumento de 3,3 % face a 2021.

Tabela 55 - Preços da Eletricidade por setor em Portugal (€/kWh) [Fonte: DGEG]