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

Tipo Resolucao-Assembleia-Republica
Publicação 2025-04-10
Estado Em vigor
Texto Tal como publicado
Ministério Assembleia da República
Fonte DRE
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artigos Não indexado

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.

Atualização do Plano Nacional de Energia e Clima 2030.

Histórico de alterações JSON API
Hidroeletricidade O reforço do aproveitamento do potencial hidroelétrico nacional foi concretizado através da conclusão da construção do complexo Hidroelétrico do Alto Tâmega, em 2024, constituído por três aproveitamentos hidroelétricos - Gouvães (com bombagem), Alto Tâmega (turbinação) e Daivões (turbinação) - que no seu conjunto representam 1,2 GW de nova capacidade. Este complexo contribui igualmente para melhorar a segurança do abastecimento por via da sua capacidade de bombagem. Perspetiva-se ainda a possibilidade de um incremento de cerca de 0,3 GW em bombagem no SEN até 2030.Na Região Autónoma da Madeira, além da recente ampliação do Aproveitamento Hidroelétrico da Calheta, decorre a remodelação da Central Hidroelétrica da Serra de Água e da Calheta I, com vista ao aumento da potência instalada em cada central. Adicionalmente, encontra-se em fase de análise a construção de novos sistemas hidroelétricos reversíveis, para potenciar um maior aproveitamento de FER.
Eólica onshore Portugal dispõe de potencial eólico por explorar, que deverá ser aproveitado. No entanto, importa dar aos atuais parques eólicos condições para se tornarem mais produtivos e mais competitivos, via sobreequipamento e reequipamento/repowering.
Solar fotovoltaico A grande redução dos custos da tecnologia e o elevado potencial para aproveitamento do recurso solar nacional, fazem com que esta tecnologia seja fundamental para o cumprimento dos objetivos nacionais.Relativamente à produção centralizada, as duas principais ferramentas a utilizar para acelerar o seu desenvolvimento serão: (i) leilões para atribuição de capacidade de injeção na rede e (ii) manutenção da possibilidade de os promotores desenvolverem, juntamente com o operador da rede, os reforços de rede nas situações em que não haja capacidade de receção (idealmente para projetos de grandes dimensões).Numa lógica de complementaridade aos instrumentos centralizados de produção de energia, merece particular relevância a promoção e disseminação da produção descentralizada a partir de fontes renováveis de energia e as comunidades de energia, que terão um crescimento muito significativo no horizonte 2030, sendo que o solar fotovoltaico terá, neste âmbito, um papel fundamental.
Biomassa Os resíduos de biomassa florestal continuam a ser um recurso endógeno significativo, pelo que a sua valorização energética, em determinadas condições de sustentabilidade, contribui para criar valor no setor florestal. A valorização energética de resíduos de biomassa é também considerada, numa perspetiva de gestão florestal, como uma forma de prevenção de incêndios florestais. Contudo, importa garantir o princípio de utilização em cascata da biomassa, o cumprimento dos critérios de sustentabilidade e assegurar que a utilização de biomassa florestal para usos energéticos é compatível com as metas de sumidouro definidas no Regulamento LULUCF. Há ainda que ter em atenção os trade-off com a qualidade do ar.
Biogás Existe produção de eletricidade através do aproveitamento de biogás em aterros. Contudo, perspetivando-se que a deposição de resíduos biodegradáveis em aterro diminua devido às metas de separação obrigatórias, a produção de biogás, e, portanto, de eletricidade produzida através dessa fonte, também diminuirá.
Geotermia A Região Autónoma dos Açores dispõe ainda de um grande potencial para reforçar a exploração dos seus recursos geotérmicos naturais. Perspetiva-se neste contexto, um aumento da capacidade instalada para produção de eletricidade, embora só nas ilhas Terceira e S. Miguel.Até 2030 não se prevê uma contribuição da tecnologia de geotermia estimulada e/ou de profundidade, no entanto, dada a redução de custos de perfuração registada, e o facto de ser uma tecnologia de produção despachável de eletricidade, interessa promover o desenvolvimento de projetos-piloto.No setor do aquecimento e arrefecimento, a geotermia tem vindo a contribuir para o cumprimento das metas fixadas de um modo não significativo, mas crescente.
Solar térmico concentrado Esta tecnologia é considerada importante pois está associada a armazenamento de energia, constituindo uma fonte despachável de eletricidade.
Eólica offshore Ao largo de Viana do Castelo estão já instalados 25 MW de capacidade eólica com ligação à rede elétrica nacional, alocados ao projeto Windfloat Atlantic, num local adjacente ao qual se se pretende vir a constituir como zona livre tecnológica offshore nacional. Foram criadas infraestruturas que potenciam o crescimento da capacidade instalada nesta área geográfica.Foram desenvolvidas propostas de zonas marítimas vocacionadas para a implantação de centrais eletroprodutoras baseadas em recursos renováveis com origem ou localização no oceano, no âmbito do Plano de Afetação das Energias Renováveis Offshore (PAER), que esteve em consulta pública em 2023, considerando também as necessidades de desenvolvimento compatível das infraestruturas portuárias e de pontos para ligação à Rede Nacional de Transporte de Eletricidade.Este processo, pelo seu caráter pioneiro e pela complexidade inerente do ponto de vista infraestrutural, económico-financeiro e ambiental deve avançar num quadro de planeamento devidamente fundamentado.
Portugal pretende potenciar as suas áreas costeiras e oceânicas para a produção de energia renovável, inclusivamente numa perspetiva de desenvolvimento industrial e de atração de investimento, pelo que importa criar escala, sinergias e previsibilidade num horizonte de médio prazo.Estão em estudo os modelos de atribuição de capacidade, encontrando-se em preparação o primeiro leilão de atribuição de capacidade de injeção na rede elétrica orientado para projetos offshore, a realizar durante o ano de 2024.No horizonte de 2030 há o objetivo de criar condições para a atribuição e instalação de 2 GW por via de leilões de capacidade. Posteriormente, e em função da maturidade dos procedimentos e dos projetos a concretizar, poderão ser realizados novos leilões de forma faseada e atribuídas novas capacidades até aos 10 GW.
Ondas O potencial da energia das ondas em Portugal é reconhecido, pelo que importa apoiar projetos piloto e permitir a sua expansão para novas áreas. Existe de momento uma tecnologia em teste em águas portuguesas, estando prevista a criação de um parque de aproveitamento de energia das ondas. Além disso, as zonas marítimas definidas para centrais offshore detêm um recurso relevante não só em eólica, mas também em energia das ondas, estando abertas à instalação de capacidade nas respetivas tecnologias.
Sistemas híbridos A promoção dos sistemas híbridos irá conferir maior flexibilidade ao sistema elétrico e eficiência no aproveitamento dos recursos, dada a possibilidade de complementaridade entre fontes de energia (e.g., eólica onshore/solar fotovoltaico, eólica offshore/ondas), ao mesmo tempo que permite maximizar a utilização da capacidade de ligação à rede. A legislação portuguesa foi atualizada em 2022 no sentido de conferir enquadramento e densificação legislativa à hibridização.
Carvão O phase-out da produção de eletricidade a partir do carvão, previsto ocorrer até 2023, foi concluído em 2021, através do encerramento das duas centrais que se encontravam em operação em Portugal Continental - Pego e Sines.
Gás O gás desempenha um papel importante na transição para um sistema energético de base renovável.É expectável que a utilização do gás natural de origem fóssil reduza de forma gradual, em linha com os objetivos da Lei de Bases do Clima, que prevê a proibição da sua utilização para a produção de energia elétrica a partir de 2040, desde que assegurada a segurança do abastecimento. O recurso ao gás natural de origem fóssil poderá vir a estar limitado, portanto, a situações de backup do sistema eletroprodutor.Para o sistema nacional de gás encontra-se igualmente prevista a mistura de gás natural com hidrogénio renovável e outros gases renováveis como o biometano. Considera-se uma percentagem, em volume, de mistura de até 10 % de hidrogénio na Rede Nacional de Transporte de Gás (RNTG), condicionada à demonstração de que as infraestruturas associadas à rede de transporte e ao armazenamento subterrâneo se encontram aptas a acomodar as referidas concentrações de hidrogénio, bem como ao enquadramento legal e regulamentar em vigência a nível nacional e europeu, e de até 20 % na Rede Nacional de Distribuição de Gás (em linha com a Estratégia Nacional do Hidrogénio atualmente em vigor, mas que está também em processo de revisão, podendo esse valor ser revisto). Para além disso, o Plano de Ação para o Biometano 2024-2040, prevê também a possibilidade de substituição por biometano de até 18,6 % do consumo de gás em relação aos valores de consumo na Rede Pública de Gás (RPG) previstos para 2030. Desta forma, também se garante uma descarbonização parcial do sistema nacional de gás e o desenvolvimento da produção de gases renováveis que permitirão a descarbonização de alguns setores, nomeadamente da indústria, onde a eletrificação não for técnica ou economicamente possível.
Gasóleo e fuelóleo Em particular nos arquipélagos da Madeira e Açores, até devido ao isolamento da rede elétrica das diversas ilhas, pequenas centrais termoelétricas a gasóleo ou fuelóleo são ainda utilizadas para efeitos de produção de eletricidade, garantindo a segurança do seu abastecimento. Não obstante se perspetive que a penetração de energias renováveis no mix da eletricidade nos arquipélagos da Madeira e Açores aumente até 2030, o recurso a estas centrais será ainda necessário mesmo para além desta linha temporal. Paralelamente, e assegurando sempre a obrigação da garantia de abastecimento, pretende-se iniciar testes de incorporação de combustíveis sustentáveis e alternativos, avaliando a sua viabilidade como solução de futuro.
Importações/exportações Exceto em anos de circunstâncias excecionais, onde foi exportador líquido de eletricidade, Portugal tem recorrido a importações líquidas de eletricidade. Isto decorre muitas vezes das condições de mercado favoráveis à importação, mas também da necessidade de completar o despacho no sistema elétrico nacional.Será importante para Portugal a redução progressiva até 2030 dos desequilíbrios de importação/exportação com Espanha. Isso poderá ser possível desde logo com o previsto aumento da capacidade instalada em tecnologias de energias renováveis e de armazenamento, o que exige uma avaliação do desenho do mercado de eletricidade.

Quanto à eletricidade como vetor energético intermédio, a presente revisão do PNEC apresenta novidades importantes. Embora já estivesse prevista a produção e uso de hidrogénio renovável, o seu papel no sistema energético é agora reforçado, tendo a sua produção de recorrer a quantidades significativas de eletricidade renovável. Assim, relativamente à utilização de eletricidade como vetor energético intermédio, até 2030, em particular no contexto da produção de combustíveis renováveis, refere-se concretamente a:

Eletrólise para hidrogénio Com vista aos objetivos de produção de hidrogénio da EN-H2 - Estratégia Nacional para o Hidrogénio, deverão ser instalados, até 2030, eletrolisadores com 3 GW de capacidade líquida de produção (output). O abastecimento de energia para uma capacidade desta dimensão não pode colidir com o normal funcionamento do sistema elétrico nacional (i.e. para usos finais). É, pois, necessário instalar capacidade renovável adicional dedicada de produção de eletricidade, e designadamente de eólica onshore, eólica offshore, e solar fotovoltaico, totalizando em 2030 cerca de 8,6 GW de nova capacidade instalada dedicada. Trata-se de um esforço apreciável, pois corresponderá a cerca de 18 % da capacidade total instalada para produção de eletricidade
Produção e transporte de combustíveis e químicos renováveis Alem da produção de biocombustíveis, preconiza-se agora a produção de combustíveis renováveis de origem não biológica (RFNBO), para além do próprio hidrogénio, os resultados tais como metano, metanol, amoníaco, e até querosene de aviação, mesmo que tal se perspetive ainda em pequena escala, até 2030. O fabrico destes químicos envolve processos com reações exotérmicas, com consumo significativo de eletricidade na separação/captura de CO ou CO2. Estas atividades não podem colidir com o funcionamento do sistema elétrico nacional.

No que respeita ao setor do Aquecimento e Arrefecimento, considera-se que as medidas de eficiência energética e a eletrificação são relevantes para ir reduzindo consumos e emissões, mas têm pouco impacto na fração de renováveis. Tal poderá implicar dificuldades no cumprimento, por Portugal, das metas estabelecidas, em particular no que diz respeito à quota de energia de fontes renováveis (aumento 0,8 %/ano até 2025 e de 1,1 %/ano entre 2026 e 2030, ao abrigo da Diretiva RED III 24). No entanto, e face à expectativa de que os gases renováveis, como o biometano e o hidrogénio renovável, possam vir a desempenhar um papel mais relevante no horizonte 2030, esta perspetiva poderá mudar a médio prazo. Importa também salientar que, pela primeira vez, foi possível contabilizar o contributo total das bombas de calor no consumo final bruto de energia, pelo que, ao nível da modelação, foi possível incluir neste Plano os dados relativos às bombas de calor na mesma medida em que foram contabilizados para o cálculo do contributo das renováveis no consumo final bruto de energia no setor do aquecimento e arrefecimento, o que explica a evolução face ao histórico (2005-2018) e as projeções para este setor.

Figura 17 - Evolução da quota de energia de fontes renováveis no aquecimento e arrefecimento no horizonte 2030

Aumentar a incorporação de renováveis no setor do aquecimento e arrefecimento, e dessa forma contribuir para o cumprimento do objetivo para este setor, passará por:

Biomassa A utilização de biomassa no aquecimento de residências isoladas (vivendas) é uma atividade ainda comum a nível nacional, e tem sido, inclusive, dominante face a outras opções. No entanto, o recurso a este tipo de solução tem vindo a reduzir-se, parcialmente em resultado da urbanização, e parcialmente pela maior conveniência de outras tecnologias. Quanto a edifícios de serviços, as necessidades de aquecimento ambiente apenas justificam o recurso à biomassa em regiões limitadas do território nacional, com temperaturas mais reduzidas.A queima de biomassa para aquecimento ambiente tem ultimamente experimentado alguma recuperação, pela introdução de sistemas a pellets, mas em detrimento de lareiras, lareiras com recuperador de calor, e salamandras. Contudo, importa garantir o princípio de utilização em cascata da biomassa, o cumprimento dos critérios de sustentabilidade e assegurar que a utilização de biomassa florestal é compatível com as metas de sumidouro definidas no Regulamento LULUCF, não interessando promover um aumento forte de queima de biomassa seja em ambiente urbano ou rural, devido também a problemas com a qualidade do ar.Relativamente ao ambiente industrial, os estudos feitos com modelos do sistema energético integrado indicam que também neste caso a utilização de mais biomassa sustentável para aquecimento, em particular resíduos florestais, tem limitações: a maior parte dos recursos sustentáveis já está a ser utilizada em cogeração, e do restante, é mais importante e economicamente vantajoso que seja dirigido para biocombustíveis avançados. Existem atualmente sistemas de pequena dimensão de cogeração que podem ser utilizados a nível dos serviços e industrial, otimizando a utilização deste recurso.Assim, no conjunto, a contribuição adicional da biomassa para as metas de aquecimento renovável deverá ser nula ou quando muito ligeiramente positiva.
Cogeração de alta eficiência A cogeração de alta eficiência com recurso a fontes renováveis de energia, em particular resíduos e sobrantes de biomassa florestal, existe em alguns edifícios de serviços, no entanto é na indústria que a sua utilização tem sido mais significativa. O subsetor da Pasta e Papel destaca-se de longe, com o aproveitamento de licores sulfíticos em processos integrados de produção. No entanto a evolução da cogeração a biomassa é limitada pela redução prevista na disponibilidade de resíduos de biomassa sustentável, dadas as restantes prioridades de utilização.
Gases renováveis A utilização de gases renováveis é a principal ferramenta para aumentar a fração de renováveis no aquecimento.Há duas vertentes a considerar: na primeira, a introdução de gases renováveis (hidrogénio e biometano) no sistema nacional de gás, em mistura com o gás natural. Isto é facilitado pela circunstância de que a rede nacional de gás é relativamente recente, obrigando ainda assim a certas adaptações. Numa segunda vertente, quer-se promover a substituição do consumo de gás natural por hidrogénio renovável, essencialmente na indústria. Isto deverá ser possível através de hidrogénio transportado para o local, através de redes locais de hidrogénio ou, de preferência, através de soluções de produção local do hidrogénio perto do seu local de consumo, via eletrólise, alimentada por capacidade FER local (em particular, solar fotovoltaico) ou obtida da rede elétrica em regime de PPA25 com garantias de origem.
Geotermia Em 2021 foi efetuada a avaliação do potencial geotérmico das Águas Minerais Naturais (AMN) com temperatura superior a 25ºC, em Portugal continental. Dessa avaliação verifica-se que a maioria das concessões estudadas apresentam potencial para o aproveitamento geotérmico da AMN, diretamente ou através de um sistema de apoio, nomeadamente através de bombas de calor geotérmicas, podendo nos próximos anos haver um maior aproveitamento dos recursos geotérmicos, cujo potencial se encontra subaproveitado.Por outro lado, os concessionários das Caldas de Chaves e das Termas de S. Pedro do Sul (CM Chaves e CM S. Pedro do Sul) desenvolveram redes urbanas de calor geotérmico que irá satisfazer grande parte das necessidades térmicas de várias unidades hoteleiras bem como de edifícios de serviços. Prevê-se que estas redes entrem em funcionamento ainda em 2024, sendo que ainda apresentam potencial de expansão face ao recurso disponível.
Bombas de calor A segunda maior contribuição para o aumento da fração de renováveis no Aquecimento e Arrefecimento deverá provir das bombas de calor. Tem-se verificado, por exemplo, uma crescente procura de sistemas geotérmicos superficiais (bomba de calor geotérmica), cuja fiabilidade e disponibilidade permite dar resposta às necessidades de edifícios habitacionais e de serviços, e eventualmente produzir frio e calor industrial.A maior contribuição desta tecnologia deverá surgir do lado da climatização e produção de Águas Quentes Sanitárias (AQS) em edifícios. De forma geral, deverá haver uma melhoria das eficácias médias do stock de equipamentos AVAC. Os fatores relevantes são: as alterações climáticas, que pressionam no sentido de menos necessidades de aquecimento e mais arrefecimento, a saturação do stock de equipamentos nos edifícios de serviços, o crescimento rápido observado no stock em edifícios residenciais, que se estima continue até 2030, e as menores necessidades de climatização em edifícios novos e renovados (ao ponto de poderem ser nulas).Contudo, tendo em consideração que muitos destes equipamentos contêm gases fluorados, deverá ser dada primazia aos equipamentos que contenham refrigerantes naturais.
Solar térmico O solar térmico é uma das soluções mais competitivas para a preparação de AQS, dado o recurso solar elevado em Portugal, baixas variações térmicas a vencer, e elevada eficiência ótica. No entanto, outras tecnologias, como caldeiras a biomassa, bombas de calor, e mais recentemente, bombas de calor alimentadas por solar fotovoltaico, tornaram-se igualmente ou mais competitivas. Neste contexto é importante notar que as análises energéticas mostram que devem ser promovidos apenas os sistemas solares com sistema auxiliar (backup) elétrico.No caso da indústria, apesar do mérito de experiências isoladas nas últimas décadas, o solar térmico nunca se desenvolveu, e não se prevê uma evolução desta situação. Há obstáculos de intermitência de funcionamento, de temperaturas de processo a que pode atender, e da necessidade de manter de qualquer forma um sistema de backup que terá de atender integralmente à procura de aquecimento. O mesmo acontece para o uso do solar térmico para aquecimento do ar ambiente/climatização em edifícios, que se revela pouco eficaz em Portugal.
Redes térmicas urbanas As redes térmicas urbanas apresentam, em Portugal, uma dificuldade na sua implementação, conforme mostram os estudos exigidos pelo Artigo 14.º (1) da EED - Diretiva de Eficiência Energética. As necessidades de aquecimento ou arrefecimento em edifícios residenciais são baixas devido ao clima ameno e também a densidade de construção é demasiado baixa. Pontualmente, em zonas termais, espera-se a implementação ou ampliação de redes urbanas baseadas em geotermia, direcionadas essencialmente ao setor hoteleiro, que tem necessidades térmicas constantes ao longo do ano, com uma contribuição pouco significativa, mas crescente, concorrendo para os objetivos do setor de Aquecimento e Arrefecimento.

Relativamente ao setor dos transportes, perspetiva-se um enfoque na mobilidade sustentável e na descarbonização do consumo de energia, através da promoção e do reforço do transporte público, da promoção da complementaridade e articulação modal, da promoção da mobilidade elétrica, complementada com a promoção de biocombustíveis sustentáveis e de combustíveis renováveis de origem não biológica, incluindo hidrogénio renovável, e da promoção de mais medidas de eficiência energética e de soluções de mobilidade ativa.

Em linha com o preconizado no Regulamento (UE) 2023/1804 do Parlamento Europeu e do Conselho, de 13 de setembro de 2023, relativo à criação de uma infraestrutura para combustíveis alternativos e que revoga a Diretiva 2014/94/UE (Regulamento AFIR), os Estados-Membros terão de rever o Quadro de Ação Nacional (QAN) para o desenvolvimento do mercado dos combustíveis alternativos no setor dos transportes e para a criação das infraestruturas necessárias, que deverá contemplar as metas estabelecidas nesse regulamento para as infraestruturas de carregamento elétrico e de abastecimento de hidrogénio para o modo rodoviário, para o fornecimento de eletricidade a partir da rede terrestre nos portos marítimos e interiores, e para o fornecimento de eletricidade a aeronaves estacionadas.

Em 6 de setembro de 2024 foi publicado o Despacho n.º 10559/2024, do Gabinete do Ministro das Infraestruturas e Habitação e Gabinete da Ministra do Ambiente e Energia, relativo à constituição do Grupo de Trabalho AFIR para a criação de uma infraestrutura para combustíveis alternativos, no âmbito do Regulamento (EU) 2023/1804

Em consonância com o objetivo da UE de alcançar a neutralidade climática o mais tardar até 2050, importa ainda referir o Regulamento (UE) 2023/1805 do Parlamento Europeu e do Conselho, de 13 de setembro de 2023, relativo à utilização de combustíveis renováveis e hipocarbónicos (ex: biocombustíveis e RFNBOs) nos transportes marítimos e que altera a Diretiva 2009/16/CE (FuelEU Transportes Marítimos), que visa impor um limite à intensidade de gases com efeito de estufa relativa à energia utilizada a bordo por um navio que chegue, permaneça ou parta de portos sob a jurisdição de um Estado-Membro, bem como a obrigação de utilização de eletricidade fornecida a partir da rede terrestre ou com recurso a tecnologias de emissões zero nos portos sob jurisdição de um Estado-Membro.

Por outro lado, o Regulamento (UE) 2023/2405 do Parlamento Europeu e do Conselho, de 18 de outubro de 2023, relativo à garantia de condições de concorrência equitativas para um transporte aéreo sustentável (ReFuelEU Aviação), pretende estabelecer quotas mínimas para o fornecimento de combustíveis de aviação sustentáveis (SAF, e os sintéticos eSAF).

Por outro lado, o Regulamento (UE) 2023/1805 do Parlamento Europeu e do Conselho, de 13 de setembro, relativo à adoção de novos combustíveis e redução de emissões no transporte marítimo, estabelece a adoção de medidas de redução de emissões até 2050 e a adoção de combustíveis hipocarbónicos. Complementarmente Portugal está a trabalhar na proposta para submissão à Organização Marítima Internacional (IMO) da constituição de uma zona de controlo de emissões reduzidas (ECA - Emission Control Area) que tem a abrangência geográfica de toda a costa continental até às 200 milhas náuticas. Tem como objetivo a redução das emissões de: SOx, NOx e matérias particuladas. A zona de controlo de emissões reduzidas será submetida à IMO em 2025, prevendo-se a sua aplicação, em pleno, ao fim de dois anos após a submissão.

Importa ainda referir, o acordo alcançado no início de 2024, entre o Parlamento Europeu e o Conselho, sobre a revisão do Regulamento (UE) 2019/1242 do Parlamento Europeu e do Conselho, de 20 de junho de 2019, reforçando as normas de desempenho em matéria de emissões de CO2 dos veículos pesados novos. O âmbito de aplicação do regulamento é alargado e estas normas passam a aplicar-se a quase todos os camiões, autocarros urbanos, autocarros de longo curso e reboques, garantindo que este segmento contribua para a mobilidade com emissões nulas. Este acordo vem assim reforçar o compromisso do setor dos transportes rodoviários, em linha com a importante revisão das normas de desempenho em matéria de emissões de CO2 dos automóveis novos de passageiros e dos veículos comerciais vertida no Regulamento (UE) 2023/851, do Parlamento Europeu e do Conselho, de 19 de abril de 2023.

Figura 18 - Evolução da quota de energia de fontes renováveis nos transportes no horizonte 2030

O valor a atingir em 2030 corresponde ao contributo para a meta global da quota de energias renováveis nacional, sendo esta o contributo para a meta global da UE.

A descarbonização no setor dos transportes passará assim pela utilização de diferentes fontes de energia alternativas aos combustíveis fósseis convencionais, como a energia elétrica, os combustíveis renováveis de origem não biológica e os biocombustíveis. Por exemplo, a utilização de misturas ricas de biocombustíveis sustentáveis em frotas de veículos pesados ou em modos pesados, será uma medida interessante para promover a redução de GEE em setores em que eletrificação se afigura mais desafiante, como o transporte de longo curso, podendo a incorporação de biocombustíveis sustentáveis permitir valores de redução entre 50 % a 90 % em comparação com o combustível que visam substituir.

Aumentar a incorporação de renováveis no setor dos transportes e, dessa forma, garantir o cumprimento da meta para este setor, passará por:

Mobilidade elétrica A mobilidade elétrica, com particular enfoque no transporte rodoviário, será fundamental para assegurar a substituição progressiva dos combustíveis fósseis e promover uma maior incorporação de fontes renováveis no consumo de energia. Para o efeito, será promovida e apoiada a introdução de veículos elétricos e reforçada a infraestrutura de carregamento nos vários níveis, e será promovida a bidirecionalidade e o carregamento inteligente, conforme preconizado no Regulamento AFIR.
Biocombustíveis sustentáveis, hidrogénio renovável e outros combustíveis renováveis de origem não biológica Os biocombustíveis sustentáveis, em especial os biocombustíveis avançados, o hidrogénio renovável e outros combustíveis renováveis de origem não biológica, são soluções alternativas e complementares à mobilidade elétrica, em particular para os setores de transporte pesado de mercadorias rodoviário de longa distância, transporte pesado rodoviário e ferroviário de passageiros, setor marítimo e aviação, para alavancar a descarbonização dos consumos e promover o aumento do consumo de fontes renováveis de energia.

Contudo, o enfoque na mobilidade sustentável e na descarbonização dos transportes não se limita à inovação tecnológica, com a utilização de fontes de energia alternativas mais sustentáveis. A promoção da utilização do transporte coletivo e da mobilidade ativa, em detrimento do transporte individual, através, por exemplo, do reforço do transporte público ou da criação das infraestruturas e condições necessárias para soluções de mobilidade ativa e partilhada, constitui também uma importante medida de descarbonização e de eficiência energética a prosseguir.

Os transportes são um dos principais setores consumidores de energia, tendo-se revelado uma área desafiante na descarbonização e introdução de fontes de energia alternativas. Assim, este deve ser cada vez mais um setor prioritário na definição de políticas e medidas com vista à sua descarbonização, tendo sempre em atenção que este é um setor transversal e sensível, com impacto em quase todos os restantes setores de atividade e, por conseguinte, com reflexo na competitividade da economia.

iii) Trajetórias estimadas por tecnologia de energia renovável que o Estado-Membro prevê utilizar de modo a cumprir as trajetórias gerais e setoriais para a energia renovável entre 2021 e 203026

Face ao cenário perspetivado para a evolução do setor eletroprodutor em Portugal, ilustra-se na tabela seguinte a evolução da capacidade instalada esperada, desagregada por tecnologia, para o horizonte 2030 para efeitos de cumprimento dos objetivos estabelecidos para este setor e com impactos noutros setores.

Tabela 11 - Perspetivas de evolução da capacidade instalada para a produção de eletricidade por tecnologia em Portugal no horizonte 2030, com base nas políticas e medidas planeadas - Cenário WAM

(GW) 2025 2030
Hídrica 8,1 8,1
da qual em bombagem 3,6 3,9
Eólica* 6,3 12,4
Eólica onshore 6,3 10,4
Eólica offshore 0,03 2,0
Solar fotovoltaico* 8,4 20,8
do qual centralizado 6,1 15,1
do qual descentralizado 2,8 5,7
Solar térmico concentrado** 0 0
Biomassa/biogás e resíduos 1,3 1,3
Geotermia 0,1 0,1
Ondas 0 0,2
Gás natural 4,8 3,5
Produtos petrolíferos 0,6 0,5
Armazenamento (baterias) 0,5 2,0
Total 31 48

** Esta tecnologia é identificada em 2040, onde se prevê uma capacidade instalada de 600 MW

O aumento da capacidade instalada para a produção de eletricidade entre 2020 e 2030 reflete a descarbonização do sistema eletroprodutor e procura responder às necessidades de eletricidade decorrentes da eletrificação no geral e em particular do desenvolvimento da indústria verde em Portugal. A perspetiva de evolução da capacidade instalada, designadamente, em eólica offshore e ondas, conduzirá ao cumprimento da meta indicativa para tecnologias inovadoras de energias renováveis de pelo menos 5 % da nova capacidade de energias renováveis instalada até 2030, conformo disposto na REDIII.

Neste contexto, prevê-se um desenvolvimento industrial acentuado em Portugal, que se traduz, em particular, na existência de uma capacidade de produção de H2 através da eletrólise da ordem dos 3 GW (output), a cujos consumos de eletricidade serão adicionados os da restante indústria dedicada à digitalização e transição energética. Neste cenário de industrialização verde do país, prevê-se que a ordem de grandeza dos consumos de eletricidade possa atingir valores próximos dos 90 TWh.

Figura 19 - Estimativa de capacidade instalada para a produção de eletricidade por tecnologia em Portugal no horizonte 2030, com base nas políticas e medidas planeadas - Cenário WAM (GW)

Perspetiva-se que 96 % da eletricidade produzida no sistema eletroprodutor português seja de origem renovável em 2030 (contabilizando a eletricidade para a produção de H2), com destaque para a eólica com cerca de 40 % e o solar com cerca de 42 %, que serão as tecnologias que apresentarão o maior crescimento na próxima década.

Figura 20 - Estimativa de evolução da produção de eletricidade por tecnologia em Portugal no horizonte 2030, com base nas políticas e medidas planeadas - Cenário WAM (TWh)

Face ao cenário perspetivado para a evolução do setor do aquecimento e arrefecimento em Portugal, ilustra-se na tabela seguinte a evolução esperada desagregada por tecnologia e fonte de energia para o horizonte 2030 para efeitos de cumprimento dos objetivos estabelecidos para este setor.

Tabela 12 - Perspetivas de evolução do consumo de renováveis no setor do aquecimento e arrefecimento por tecnologia em Portugal no horizonte 2030, com base nas políticas e medidas planeadas - Cenário WAM

(ktep) 2025 2030
Biomassa 846 893
Bombas de calor 941 1241
Calor por solar térmico 132 184
Calor por cogeração 550 547
Gases renováveis 0 162
Total 2 470 3 026

Face ao cenário perspetivado para evolução do setor dos transportes em Portugal, ilustra-se na tabela seguinte a evolução esperada, desagregada por fonte de energia, para o horizonte 2030, para efeitos de cumprimento dos objetivos estabelecidos para este setor.

Tabela 13 - Perspetivas de evolução do consumo de renováveis no setor dos transportes por tecnologia em Portugal no horizonte 2030, com base nas políticas e medidas planeadas - Cenário WAM

(ktep) 2025 2030
Biocombustíveis 1.ª geração 52,9 58,0
Biocombustíveis avançados 347,5 365,4
Hidrogénio renovável 1,1 19,1
Eletricidade 122,6 273,7
Total 524,2 716,3

iv) Trajetórias estimadas da procura de bioenergia, desagregada entre calor, eletricidade e transporte, e do fornecimento de biomassa, em função da matéria-prima e da origem (distinguindo entre produção doméstica e importações). Avaliação da fonte e do impacto da biomassa florestal no sumidouro do LULUCF

A procura de bioenergia apresenta-se desagregada na tabela seguinte.

Tabela 14 - Perspetivas de evolução da procura de bioenergia em Portugal no horizonte 2030, com base nas políticas e medidas planeadas - Cenário WAM

(ktep) 2025 2030
Eletricidade 821 668
Aquecimento e arrefecimento 846 893
Transportes 400 423
Total 2 068 1 984
v)

Outras trajetórias e objetivos nacionais, incluindo trajetórias a longo prazo ou setoriais27

Não aplicável.

2.2 - Dimensão Eficiência Energética

A nova Diretiva (UE) 2023/1791, relativa à Eficiência Energética (EED), adotada pelo Parlamento e pelo Conselho Europeu a 13 de setembro, introduziu alterações no quadro regulamentar, em especial no Regulamento (UE) 2023/955 na sua versão reformulada.

A nova diretiva estabelece uma meta juridicamente vinculativa em que os Estados-Membros asseguram coletivamente uma redução do consumo final de energia de, pelo menos, 11,7 % em 2030 em comparação com o cenário de referência da UE de 2020 (Reference Scenario 2020 (REF2020)) de modo que, em 2030, o consumo de energia final da União não exceda 763 Mtep. Em termos de consumo de energia primária da União os Estados-Membros comprometem-se coletivamente com a meta indicativa de não exceder 992,5 Mtep em 2030.

i.1 Contributo indicativo nacional em matéria de eficiência energética para o cumprimento da meta de eficiência energética da União em 203028

A Diretiva da Eficiência Energética reformulada, acima mencionada, 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. No caso de Portugal, a metodologia estabelecida no anexo I da diretiva indica um valor do consumo de Energia Final não superior a 14 371 ktep em 2030. 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, o que resulta num valor não superior a 16 711 ktep em 2030.

Decorre ainda na nova EED no seu artigo 5.º, que os Estados Membros devem assegurar que o consumo total de energia final de todos os organismos públicos combinados observe uma redução de, pelo menos, 1,9 % por ano, em comparação com 2021.

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 15 - 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 referência 2020 (cenário de referência da UE de 2020 atualizado) Meta 2030 (considerando o cenário de referência da UE de 2020 atualizado) 29
Meta relativa ao consumo de energia primária - valor objetivo (ktep)30 19 444 ktep 16 711 ktep

Figura 21 - 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 16 - 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)31
Meta relativa ao consumo de energia final - valor objetivo (ktep)32 16 252 ktep 14 371 ktep

Figura 22 - 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]

i.2 Quantidade acumulada de economias de energia a atingir no período 2021-203033

Decorre do artigo 8.º da EED que todos os Estados-Membros deverão obter economias cumulativas de energia final, equivalentes a novas economias anuais, de 1 janeiro de 2021 a 31 de dezembro de 2023, de 0,8 % do consumo médio anual de energia final dos últimos três anos anteriores a 1 de janeiro de 2019, subindo esse objetivo para 1,3 % de 1 janeiro de 2024 a 31 de dezembro de 2025, para 1,5 % de 1 janeiro de 2026 a 31 de dezembro de 2027, e para 1,9 % de 1 janeiro de 2028 a 31 de dezembro de 2030. Para o efeito, contabilizou-se a média do consumo de energia final relativa aos anos 2016 a 2018, calculando assim o valor de poupanças que constitui igualmente uma meta a atingir, no que se refere à aplicação do referido artigo 8.º da proposta de revisão da EED. Esta meta tem de ser atingida pela realização de poupança de energia através da aplicação de regimes de obrigação de eficiência energética, a que se refere o artigo 9.º, ou adotando medidas políticas alternativas, a que se refere o artigo 10.º ou então uma combinação de ambos.

Tabela 17 - Meta a atingir para economias/poupanças de energia final - artigo 8.º Diretiva EED

2020 2030
Economias de energia final, de acordo com o artigo 8.º da Diretiva UE 2023/1791 - ktep n. d. 10 484

A figura seguinte ilustra as economias acumuladas de energia a atingir no período 2021-2030 por força do artigo 8.º da Diretiva.

Figura 23 - Quantidade acumulada de economias de energia a atingir no período 2021-2030 que decorre do artigo 8.º, da Diretiva 2023/1791/EU2023/1791/EU [Fonte: DGEG]

Garantir o cumprimento das metas e objetivos na área da eficiência energética, passará por:

Renovação dos edifícios Reabilitar e tornar os edifícios mais eficientes permite atingir múltiplos objetivos, como a redução da fatura energética, a melhoria do nível do conforto e qualidade do ar interior, razão pela qual a renovação energética do parque edificado existente ganha particular relevância e prioridade. Neste sentido, no âmbito da Diretiva (UE) 2024/1275 relativa ao Desempenho Energético dos Edifícios (Energy Performance of Buildings Directive), está prevista a elaboração, pelos Estados-Membros, de um Plano Nacional de Renovação dos Edifícios, estando ainda previsto, entre outras disposições, um novo modelo de certificado energético e a introdução do conceito de edifícios ZEB (Zero Emission Buildings), edifícios com emissões nulas de carbono.Por conseguinte, tornar-se-á essencial a revisão do SCE, ajustando-o às exigências da nova EPBD, nomeadamente no que diz respeito às metas de eficiência energética nela contidas, e à renovação do património imobiliário existente, incluindo a descarbonização do aquecimento ambiente, que envolve o redesenho dos mecanismos de financiamento/apoio à renovação dos edifícios e a concretização/efetivação da Estratégia de Longo Prazo para a Renovação dos Edifícios.
Mobilidade e transportes A trajetória rumo à transição energética e à neutralidade carbónica passa indiscutivelmente pelo setor dos transportes. Uma combinação entre mobilidade ativa e partilhada, reforço do transporte público, da mobilidade elétrica e mobilidade ativa, podem promover ganhos significativos ao nível da eficiência energética nos transportes.
Indústria Promover a descarbonização do setor da indústria passa pela eletrificação dos processos térmicos, nomeadamente dos processos com temperatura inferior a 200ºC, pela aposta na eficiência energética e material, nomeadamente, e na redução do uso de recursos, e pela promoção da economia circular, otimizando tanto quanto possível o nexus de eficiência energética, hídrica e material ao nível dos processos produtivos, garantindo ao mesmo tempo o aumento da produtividade e da competitividade.
Agroflorestal Neste setor existem oportunidades para promover a implementação de medidas de eficiência energética, tendo em vista uma utilização racional de energia e recursos. Neste sentido, pretende-se promover práticas agrícolas e florestais mais eficientes, a aquisição e utilização de ferramentas de gestão e a instalação e utilização de tecnologias mais eficientes.
Equipamentos A substituição de equipamentos elétricos ineficientes por outros mais eficientes, no setor doméstico e dos serviços e também na indústria, têm um peso significativo nos consumos de energia, pelo que importa promover a substituição dos equipamentos e tornar o atual parque de equipamentos mais eficiente, encontrando sinergias com o Ecodesign.

De seguida são apresentados indicadores adicionais considerados relevantes para o acompanhamento das políticas e medidas definidas para a temática da eficiência energética.

Tabela 18 - Indicadores de acompanhamento para a temática da eficiência energética

Indicador 2022 Unidade Objetivo
Intensidade energética da economia em energia primária 101 tep/M€ (PIB) ¤
Intensidade energética da economia em energia final 78 tep/M€ (PIB) ¤
Intensidade energética na indústria 120 tep/M€ (VAB) ¤
Intensidade energética na agricultura e pescas 126 tep/M€ (VAB) ¤
Intensidade energética nos transportes 28 tep/M€ (VAB) ¤
Intensidade energética das famílias 22 tep/M€ (VAB) ¤
Intensidade energética nos serviços 17 tep/M€ (VAB) ¤
Consumo de energia final per capita 1,6 tep/habitante ¤
Consumo de eletricidade na iluminação pública 1 030 GWh ¤

i.3 As metas indicativas da estratégia a longo prazo de renovação do parque nacional de edifícios residenciais e não residenciais, tanto públicos como privados34

O Governo Português aprovou, através da Resolução do Conselho de Ministros n.º 8-A/2021, de 3 de fevereiro, a Estratégia de Longo Prazo para a Renovação dos Edifícios (ELPRE), que pretende ir ao encontro dos objetivos, europeus e nacionais, para alcançar a neutralidade carbónica e promover a eficiência energética dos edifícios existentes, com vista à sua transformação em edifícios NZEB (Near Zero Energy Building).

Nesta Estratégia, é estimado que o investimento necessário até 2050, com preços referentes a 2020, para a concretização dos pacotes de medidas de melhoria propostos, seja de 143 492 milhões de euros, com uma maior parcela alocada à renovação do parque de edifícios residenciais no valor de 110 078 milhões de euros, que compara com os 33 414 milhões do parque de edifícios não residenciais.

O objetivo da ELPRE passa por alcançar uma poupança de energia primária de 11 % até 2030 e de 34 % até 2050, bem como reduzir o número de horas de desconforto na habitação em 26 % até 2030 e em 56 % até 2050. A área total renovada deverá ser de cerca de 364 milhões de metros quadrados em 2030 e de 748 milhões de metros quadrados em 2050.

Na sequência da publicação da revisão da Diretiva (UE) 2024/1275, relativa ao desempenho energético dos edifícios, está prevista a elaboração de um Plano Nacional para a Renovação dos Edifícios, com a submissão do primeiro projeto a ser apresentado à Comissão até 31 de dezembro de 2025 e a sua versão final a ser entregue até 31 de dezembro de 2026.

Tabela 19 - Objetivos para os edifícios residenciais face a 2018

2030 2030
Percentagem de poupança energia primária 15 % 777,0 ktep
Percentagem de poupança energia final 15 % 462,5 ktep
Área a intervencionar (m2) 299 524 729 299 524 729
Investimento (M €) - valores 2020 26 760 26 760

Tabela 20 - Objetivos para os edifícios não residenciais face a 2018

2030 2030
Percentagem de poupança energia primária 7 % 226,6 ktep
Percentagem de poupança energia final 7 % 134,9 ktep
Área a intervencionar (m2) 64 155 772 64 155 772
Investimento (M €) - valores 2020 18 500 18 500

O ECO.AP 2030, Programa de Eficiência de Recursos na Administração Pública para o período até 2030, aprovado pela Resolução do Conselho de Ministros n.º 104/2020 de 24 de Novembro, tem como objetivo promover a descarbonização e a transição energética das atividades desenvolvidas pelo Estado, contribuindo para as metas de redução de gases com efeito de estufa, de redução de consumos de energia, de água e de materiais, de incorporação de renováveis no consumo final bruto de energia, estabelecidas a nível nacional para 2030, bem como para promover a gestão eficiente destes recursos na Administração Pública, estabelecendo como meta a reabilitação e beneficiação de 5 % dos edifícios abrangidos pelo ECO.AP.

i.4 Área total de construção a renovar ou economias de energia anuais equivalentes a atingir de 2020 a 2030 sobre o papel exemplar dos edifícios dos organismos públicos

Pese embora o potencial de poupança de energia primária nos edifícios públicos, ao qual a ELPRE dará prioridade na implementação dos pacotes de medidas em edifícios não residenciais, é nos edifícios privados que a poupança de energia primária cumulativa é superior, nomeadamente nos edifícios de comércio.

Tabela 21 - Poupanças para o parque total de acordo com a ELPRE

Tipo de edifício Zona climática Períodode construção Poupança de energia primária (2050) (kWh/m2) Poupança de energia primária (2050)Parque total edifícios (Mtep)
Unifamiliar I1 <1960 24,0 0,06
Unifamiliar I2 <1960 24,0 0,05
Unifamiliar I3 <1960 45,3 0,02
Unifamiliar I1 1961-1990 17,2 0,07
Unifamiliar I2 1961-1990 27,6 0,13
Unifamiliar I3 1961-1990 47,8 0,03
Unifamiliar I1 1991-2005 16,4 0,05
Unifamiliar I2 1991-2005 24,5 0,09
Unifamiliar I3 1991-2005 39,4 0,02
Unifamiliar I1 2006-2016 7,0 0,01
Unifamiliar I2 2006-2016 0,7 0,01
Unifamiliar I3 2006-2016 13,7 0,00
Unifamiliar I1 >2016 5,6 0,00
Unifamiliar I2 >2016 5,5 0,00
Unifamiliar I3 >2016 7,4 0,00
Multifamiliar I1 <1960 17,1 0,03
I2 <1960 19,4 0,00
I3 <1960 27,4 0,00
I1 1961-1990 16,8 0,14
I2 1961-1990 19,5 0,03
I3 1961-1990 28,1 0,00
I1 1991-2005 18,3 0,11
I2 1991-2005 21,0 0,04
I3 1991-2005 30,1 0,00
I1 2006-2016 14,5 0,02
I2 2006-2016 15,5 0,00
I3 2006-2016 25,1 0,00
I1 >2016 9,5 0,00
I2 >2016 13,3 0,00
I3 >2016 10,6 0,00
Público - outros I1 - 24,3 0,01
Privado - comércio I1 - 34,7 0,29
Público - ensino I1 - 19,9 0,01
Privado - escritório I1 - 17,5 0,08
Privado - hotelaria I1 - 22,6 0,08
Privado - residência I1 - 25,3 0,03
Público - saúde I1 - 55,1 0,06
Público - sport I1 - 52,1 0,03

ii) As etapas indicativas para 2030, 2040 e 2050, os indicadores de progresso mensuráveis fixados a nível nacional, uma estimativa com base em dados comprovados das economias de energia esperadas e dos benefícios gerais, e os seus contributos para as metas de eficiência energética da União, previstos nos roteiros definidos nas estratégias de renovação a longo prazo do parque nacional de edifícios residenciais e não residenciais (privados e públicos)35

No âmbito da ELPRE, foi estabelecido um conjunto de objetivos para os horizontes 2030, 2040 e 2050. Estes objetivos definem a trajetória de progresso a alcançar por via da implementação dos pacotes de medidas de melhoria a realizar no parque de edifícios existentes em termos de impacto esperado, assim como de financiamento necessário.

Os objetivos são estabelecidos com base nos seguintes indicadores de resultado:

• Percentagem de poupança de energia primária;

• Percentagem de energia renovável local;

• Percentagem de energia renovável total;

• Percentagem de redução de emissões de GEE no setor residencial e de serviços;

• Área de edifícios renovada (m2);

• Percentagem de edifícios renovados (relativamente ao parque de edifícios existentes em 2018);

• Percentagem de redução de horas de desconforto na habitação;

• Investimento nas medidas de melhoria (€2020/m2);

• Poupança de energia (€2020/m2).

As tabelas seguintes apresentam, face a 2018, os objetivos para o parque de edifícios residenciais, para o parque de edifícios não residenciais e para o parque total edificado.

Tabela 22 - Objetivos para os edifícios residenciais face a 2018

Indicador 2030 2040 2050
Percentagem de poupança energia primária 15 % 37 % 40 %
Percentagem de energia renovável local 10 % 35 % 73 %
Percentagem de energia renovável total 57 % 62 % 98 %
Percentagem de redução emissões CO2 16 % 56 % 85 %
Área de edifícios renovada (m2) 299 524 729 513 059 967 514 265 282
Percentagem de edifícios renovados 70 % 100 % 100 %
Percentagem de redução horas desconforto 26 % 34 % 56 %
Investimento médio ponderado (€2020/m2) 82 165 258
Poupança (€2020/m2) 88 191 279

Tabela 23 - Objetivos para os edifícios não residenciais face a 2018

Indicador 2030 2040 2050
Percentagem de poupança energia primária 7 % 15 % 28 %
Percentagem de energia renovável local 11 % 25 % 54 %
Percentagem de energia renovável total 78 % 87 % 97 %
Percentagem de redução emissões CO2 15 % 37 % 68 %
Área de edifícios renovada (m2) 64 155 772 122 577 719 233 687 788
Percentagem de edifícios renovados 27 % 52 % 100 %
Percentagem de redução horas desconforto N/A N/A N/A
Investimento médio ponderado (€2020/m2) 81 145 155
Poupança (€2020/m2) 137 240 447

Tabela 24 - Objetivos para o parque de edifícios total face a 2018

Indicador 2030 2040 2050
Percentagem de poupança energia primária 11 % 27 % 34 %
Percentagem de energia renovável local 11 % 30 % 63 %
Percentagem de energia renovável total 68 % 75 % 98 %
Percentagem de redução emissões CO2 15 % 47 % 77 %
Área de edifícios renovada (m2) 363 680 501 635 637 685 747 953 071
Percentagem de edifícios renovados 69 % 99 % 100 %
Percentagem de redução horas desconforto 26 % 34 % 56 %
Investimento médio ponderado (€2020/m2) 82 164 256
Poupança (€2020/m2) 89 192 283

Os resultados das simulações e da implementação dos pacotes de medidas mencionados sugerem uma poupança cumulativa de energia primária de 40 % nos edifícios residenciais até 2050 e de 28 % nos edifícios não residenciais, totalizando 34 % no que se refere ao parque total de edifícios existentes à data.

O setor residencial apresenta potencial para alcançar poupanças significativas essencialmente devido à substituição dos sistemas de aquecimento ambiente e AQS por sistemas mais eficientes (ex.: solar térmico, bombas de calor ou geotermia superficial) e pela redução das necessidades por via da atuação na envolvente. Já no setor não residencial as poupanças são mais reduzidas uma vez que os equipamentos existentes (maioritariamente bombas de calor e chillers) são já minimamente eficientes e, portanto, a sua substituição por equipamentos novos apresenta uma melhoria mais reduzida.

Já no que diz respeito à adoção de sistemas de produção de energia renovável local, são os painéis solares fotovoltaicos nos edifícios não residenciais que assumem maior destaque e sobre os quais esta medida é bastante apelativa (tanto em termos do potencial de redução das emissões de CO2, como em termos da relação entre o investimento e a poupança gerada). Neste indicador específico, foi estimado que, até 2050, cerca de 63 % do consumo de energia do parque total de edifícios existentes seja produzido localmente com recurso a painéis solares fotovoltaicos (com recurso a baterias) para suprir o consumo elétrico, ou por painéis solares térmicos e sistemas a biomassa para suprir o consumo com AQS.

Com uma forte eletrificação dos sistemas prevista até 2040, a eletricidade que não for produzida localmente é expectável de origem quase exclusivamente renovável na fonte (considerando entre 90 % a 95 % de penetração de energias renováveis na fonte até 2050). Uma vez que o modelo de simulação considerou que 100 % do parque de edifícios existentes em 2018 seria reabilitado até 2050 (ainda que implementados diversos pacotes de medidas em diferentes fases), em conjugação com os resultados estimados para a produção de energia local e na fonte (98 % de energia renovável total), é possível concluir que a ELPRE se alinha com os objetivos estabelecidos referentes à criação de um parque imobiliário descarbonizado, de elevada eficiência energética e com edifícios existentes NZEB.

Tendo em conta que o conforto térmico foi estabelecido como um critério prioritário na renovação do parque residencial existente, com o roteiro e pacotes de medidas estabelecidos é possível observar uma redução das horas de desconforto em 56 % do ano, destacando uma evolução positiva no pico de temperatura mínimo na habitação de 10ºC para 16ºC no pior dos cenários, contribuindo para o conjunto de cobenefícios e promovendo o combate à pobreza energética.

No que se refere à análise de impacto económico é possível concluir que globalmente a poupança cumulativa de energia a 30 anos é sempre superior ao investimento necessário, tanto nos edifícios residenciais (onde o retorno do investimento é baixo, ainda que positivo) como nos edifícios não residenciais (onde o retorno do investimento é consideravelmente alto). Nesse sentido, de forma a concretizar os pacotes de medidas descritos para todo o parque de edifícios, o valor necessário de investimento total a atingir até 2050 deverá rondar os 256 €2020/m2 para uma poupança de energia prevista de 283 €2020/m2.

iii) Outros objetivos nacionais, incluindo metas ou estratégias a longo prazo e metas setoriais e objetivos nacionais em áreas como a eficiência energética no setor dos transportes e no que diz respeito ao aquecimento e arrefecimento

Não aplicável.

2.3 - Dimensão Segurança Energética

Desde fevereiro de 2022, a agressão militar russa contra a Ucrânia tem vindo a expor a elevada dependência do sistema energético da UE em relação às importações de combustíveis fósseis provenientes da Rússia. Em particular, tem-se verificado a redução dos fluxos de gás russo através de vários gasodutos que servem a Europa, contribuindo para a diminuição dos níveis de segurança do abastecimento na UE. Neste contexto, com vista a aumentar a segurança do abastecimento de energia, nomeadamente no que diz respeito à redução da dependência de combustíveis fósseis russo, e, ao mesmo tempo, acelerar a transição energética, a Comissão Europeia apresentou um conjunto de instrumentos e medidas, em particular as estabelecidas nas comunicações «REPowerEU» e «Poupar gás para garantir um inverno em segurança», e nos seguintes regulamentos:

Portugal tem comunicado mensalmente à Comissão Europeia a evolução do nível de enchimento verificado no Armazenamento Subterrâneo do Carriço e no Terminal de GNL de Sines.

Cumprindo as condições dispostas nos n.os5 e 7 do artigo 5.º deste Regulamento, Portugal notificou a Comissão Europeia da sua decisão de limitar o consumo de gás utilizado para calcular a meta de redução obrigatória da procura pelo volume de gás correspondente à diferença entre a meta intermédia de enchimento estabelecida para 1 de agosto de 2022 e o volume de gás armazenado nessa data, bem como de limitar a redução obrigatória da procura em 8 %.

No mesmo âmbito, a Resolução do Conselho de Ministros n.º 82/2022, de 27 de setembro, aprovou o Plano de Poupança de Energia 2022-2023, cuja vigência foi prorrogada até 31 de março de 2024 através do Despacho n.º 1572/2024, de 8 de fevereiro, definindo um conjunto de medidas de redução do consumo de energia nos setores da administração pública central, administração pública local e setor privado (indústria, comércio, serviços e residencial), sendo que apenas no primeiro caso são de caráter obrigatório. As medidas são complementares e não se sobrepõem às medidas de implementação já existentes noutros instrumentos de política pública em vigor. Focado na gestão da procura, o plano tem como vetores estratégicos:

1) Apostar na eficiência energética e hídrica na indústria, diminuindo o seu consumo energético e aumentando a sua competitividade;

2) Apostar na eficiência energética e hídrica no setor residencial e do comércio e serviços, bem como em campanhas promotoras de consumos equilibrados e sustentáveis;

3) Promover a produção de eletricidade renovável para autoconsumo.

Ao promover a redução do consumo de eletricidade, devido à dependência do sistema elétrico português das centrais térmicas a gás natural, o Plano de Poupança de Energia 2022-2023 promove igualmente a redução do consumo de gás utilizado para a sua produção. O plano prevê mecanismos de monitorização periódica da evolução do consumo de gás e, se necessário, serão apresentadas propostas para alterar as medidas adotadas. No caso de ser declarado alerta na União, as medidas passarão a ser de caráter obrigatório, podendo surgir ainda medidas excecionais.

De acordo com o previsto no Regulamento, Portugal comunicou à Comissão, de dois em dois meses, a redução da procura alcançada, tendo alcançado, durante o período de vigência uma redução do consumo total de gás de 22,8 %. No âmbito da Recomendação do Conselho, Portugal continuará a efetuar a monitorização da evolução do consumo de gás.

Como referido, o Plano de Poupança de Energia 2022-2023 tem como objetivo reduzir o consumo de eletricidade e, consequentemente, o consumo de gás utilizado para produção de eletricidade. Neste sentido, o plano visa, também, atingir os objetivos preconizados neste regulamento.

Portugal remeteu à Comissão Europeia, com a periodicidade definida, relatórios sobre as reduções da procura alcançadas, bem como da execução das restantes medidas previstas no Regulamento, durante a sua vigência.

Associados a estas iniciativas podem ser listados alguns dos indicadores de acompanhamento das medidas associadas:

Tabela 25 - Indicadores de acompanhamento de segurança energética no âmbito do REPowerEU

Indicador Resultado Unidade Objetivo
Redução do consumo de gás natural1 28,2 % 15 %
Nível de armazenamento de gás natural2 107 % 90 %

1 A avaliação é realizada de acordo com os termos previstos no Regulamento (UE) 2022/1369 do Conselho, comparando os consumos do período entre abril de 2023 e março de 2024 e os do período de referência.

2 Os valores apresentados reportam à situação verificada a 1 de novembro de 2023, uma vez que nos termos da alínea b) do parágrafo 1 do artigo 6.ºA do Regulamento (UE) 2022/1032 nessa data existia uma meta de cumprimento obrigatório para todos os Estados Membros de 90 %.

As consequências da agressão militar russa contra a Ucrânia determinaram, como se pôde verificar pela publicação dos regulamentos antes referidos, a adoção de um conjunto de medidas que, de alguma forma, já afetavam a segurança do abastecimento energético da União e dos seus Estados-Membros. A redução dos fluxos de gás russo, no segundo semestre de 2021, em pleno processo de recuperação económica pós pandemia COVID-19, representou um primeiro alerta que, face ao evoluir da situação, obrigou, também a nível nacional, ao estudo e adoção de medidas legislativas para o reforço da garantia de segurança do abastecimento, das quais se destaca a publicação da Portaria n.º 59/2022, de 28 de janeiro, que fixa a quantidade global mínima das reservas de segurança de gás e determina a obrigatoriedade de constituição de uma reserva adicional no Sistema Nacional de Gás, durante o período de 1 de outubro a 31 de março, por parte dos diversos agentes de mercado.

Com o desenvolvimento da situação geopolítica e os efeitos nos custos da energia, Portugal adotou um conjunto adicional de medidas ao longo do período:

Em matéria de segurança energética, as medidas aprovadas, que serão aprofundadas nos pontos seguintes, têm como principais objetivos:

Os objetivos e metas associados a energias renováveis, que contribuem igualmente para a iniciativa REPowerEU, podem ser consultadas no ponto 2.1.2 deste Plano. Relativamente à redução das importações de gás russo em território nacional, importa referir que a respetiva quota esteve sempre abaixo dos 15 %, tendo em 2022 representado apenas 5 % do total de gás natural importado. De referir ainda que não é o Estado português o responsável pela compra do gás natural, sendo o mesmo adquirido pelos importadores/comercializadores no mercado internacional. Não obstante, é um tema permanentemente acompanhado de forma a garantir que a quota não ultrapassa os valores residuais, como tem acontecido até ao momento, uma vez que o fornecimento de gás a Portugal tem uma carteira diversificada, assentando essencialmente em dois grandes fornecedores, a Nigéria e os Estados Unidos da América.

Portugal e Espanha encontram-se a ultimar o Acordo de Solidariedade relativo a medidas técnicas, jurídicas e financeiras para aplicação do mecanismo de solidariedade previsto no artigo 13.º do Regulamento (UE) 2017/1938 do Parlamento Europeu e do Conselho, de 25 de outubro de 2017, através do qual, em caso de emergência relacionada com o gás e solicitação de auxílio parte de um dos países, o outro, sem criar situações de insegurança, deverá garantir que o abastecimento de gás a clientes que não os clientes protegidos por razões de solidariedade no seu território seja reduzido ou interrompido, na medida do necessário, e enquanto o abastecimento de gás aos clientes protegidos por razões de solidariedade no país requerente não for assegurado.

O Acordo de Solidariedade entre Portugal e Espanha encontra-se em fase final de elaboração, estando a conclusão da parte técnica dependente do término dos trabalhos de atualização das Regras Técnicas de Gestão do Sistema Gasista Espanhol, que poderão determinar alterações à proposta de acordo remetida pela autoridade competente portuguesa à autoridade competente espanhola em maio de 2023. Uma vez concluída a parte técnica do documento, este deverá, ainda, ser sujeito à necessária tramitação política e legal, a nível nacional.

Note-se que o Regulamento (UE) 2024/1789 do Parlamento Europeu e do Conselho, de 13 de junho de 2024, que introduz alterações ao Regulamento (UE) 2017/1938, estabelece, para o caso de dois Estados-Membros não terem concluído e aprovado o Acordo de Solidariedade, as condições para o fornecimento de gás no âmbito do mecanismo de solidariedade, a informação a constar do pedido de solidariedade por parte do Estado-Membro requerente, bem como o procedimento para controlo ex post do montante final da compensação paga pelo Estado-Membro requerente. Assim, até à conclusão e aprovação do Acordo de Solidariedade entre Portugal e Espanha, as referidas diretrizes estabelecidas no Regulamento (UE) 2024/1789 poderão ser seguidas em caso de necessidade de ativação da medida de solidariedade prevista no Regulamento (UE) 2017/1938.

i)

Objetivos nacionais para o aumento da diversificação das fontes energéticas e fornecimento por países terceiros a fim de aumentar a resiliência dos sistemas energéticos regionais e nacionais

A diversificação de fontes de energia deve ser fomentada numa perspetiva de segurança de abastecimento e é um objetivo nacional. Não dispondo de produção de gás natural e petróleo, a diversificação de fontes de energia em Portugal assenta no desenvolvimento de recursos energéticos endógenos de origem renovável, que se reflete, igualmente, na redução gradual da dependência energética nos últimos 10 a 15 anos.

Embora não estejam definidos objetivos específicos para o fornecimento por países terceiros, no que se refere aos setores do gás e do petróleo, Portugal dispõe já de um portefólio diversificado de fornecedores e origens destes produtos (ver capítulo 4), que se deverá procurar consolidar, dado que nos estudos/avaliações mais recentes é evidenciado um bom nível de segurança de abastecimento, fomentado por essa diversificação. O aumento da capacidade do armazenamento subterrâneo do Carriço determinado pela Resolução do Conselho de Ministros n.º 82/2022 contribui igualmente para a diversificação das fontes de aprovisionamento de gás natural a Portugal.

No caso da energia elétrica, a diversificação de origens externas ao país é mais limitada devido a questões geográficas, pelo que a aposta é essencialmente na diversificação da produção interna, por via da produção de origem renovável em linha com o potencial existente em Portugal. O vetor energético hidrogénio permite maximizar a exploração e aproveitamento do potencial das FER endógenas e, por via do sector coupling, promover condições de flexibilidade e de reforço da segurança de abastecimento de energia a vários setores de forma transversal (ex: elétrico, indústria, mobilidade, etc.). No entanto, é dada igualmente elevada importância às origens externas, com a aposta no reforço de interligações com Espanha, que permitirá um melhor balanceamento do Sistema Elétrico Nacional (SEN) e, consequentemente, uma melhoria da segurança do abastecimento.

Por fim, importa referir que, numa lógica da segurança do abastecimento, torna-se crucial a diversificação das fontes e rotas de aprovisionamento de recursos energéticos, sem comprometer os objetivos de descarbonização.

ii) Objetivos nacionais para a redução da dependência da importação de energia de países terceiros, a fim de aumentar a resiliência dos sistemas energéticos regionais e nacionais

A segurança energética concretizada através da garantia de segurança de abastecimento terá de ter em consideração os objetivos da descarbonização, tendo por base as especificidades dos sistemas energéticos, procurando igualmente aumentar a sua resiliência. Paralelamente, é objetivo melhorar a diversificação das fontes energéticas, o recurso à complementaridade dos recursos renováveis e a garantia do abastecimento por parte de países terceiros, sem, no entanto, comprometer os objetivos de descarbonização.

Deverá ainda ser feita uma aposta no desenvolvimento de soluções para armazenamento de energia, que permitirão no médio e longo prazo contribuir para a redução da dependência energética do exterior.

Neste sentido, e prosseguindo com a atual trajetória de redução da dependência energética, e por força dos objetivos de Portugal para o horizonte 2030, que passam por uma aposta reforçada no aproveitamento dos recursos energéticos endógenos renováveis (onde se incluem os gases renováveis), assim como no reforço da eficiência energética, perspetiva-se uma contínua redução da dependência energética do país face ao exterior.

Tabela 26 - Objetivo de Portugal para a redução da dependência energética no horizonte 2030

2030
Dependência energética 65 %

iii) Objetivos nacionais para o aumento da flexibilidade do sistema energético nacional, em particular através da implantação de fontes de energia domésticas, a resposta da procura e o armazenamento de energia

O Decreto-Lei n.º 15/2022, de 14 de janeiro, na sua redação atual regula o armazenamento autónomo de energia elétrica e densifica os procedimentos inerentes ao licenciamento deste tipo de instalações, bem como de armazenamento associado aos centros eletroprodutores.

O aumento de capacidade de armazenamento e integração de serviços de sistemas permite maximizar a utilização das infraestruturas da Rede Elétrica de Serviço Público (RESP), diminuindo a sua ociosidade, e contribui para uma maior integração de renováveis no sistema energético nacional (SEN) e maior flexibilidade do SEN, permitindo a redução de emissões de GEE.

No que se refere ao papel do armazenamento para a flexibilização do sistema energético, deve ser consultado o ponto seguinte relativo a objetivos nacionais para o armazenamento de energia.

Objetivos nacionais para implantação de fontes de energia domésticas:

Portugal continuará a apostar no desenvolvimento de um setor eletroprodutor fortemente descarbonizado, face à disponibilidade de recursos endógenos renováveis, como a água, o vento, o sol, a biomassa e a geotermia, e pelo facto de ter desenvolvido um sistema elétrico fiável e seguro, capaz de lidar com a variabilidade que a forte aposta nas renováveis foi introduzindo, e que deverá ser alvo de uma evolução importante na presente década. No horizonte 2030, perspetiva-se o reforço da exploração do potencial de energias renováveis com especial enfoque nas tecnologias solar e eólica onshore/offshore, em paralelo com o fomento à produção distribuída/descentralizada (com foco no autoconsumo individual e coletivo) e a promoção de projetos-piloto (solar térmico concentrado, geotermia estimulada e ondas).

É importante ainda promover, incentivar e apoiar de forma ativa a valorização de resíduos (agrícolas, urbanos e industriais) para produção de gases renováveis, nomeadamente para produção de biometano, que no horizonte 2030 poderão significar cerca de 9 % do total do consumo de gás (conforme previsto no Plano de Ação do Biometano 2024-2040). A valorização, produção e armazenamento de gases renováveis será um dos mecanismos de grande impacto no aumento da flexibilidade e independência do sistema energético nacional, considerando não só a sua capacidade de aumentar a implantação de fonte de energia doméstica, mas sobretudo a criação de uma cadeia de valor sustentável descentralizada e multissetorial.

Objetivos nacionais para o aumento do armazenamento:

Os sistemas de armazenamento de energia, nas suas diferentes formas, são ferramenta de flexibilização e de estabilidade do sistema elétrico nacional em vários horizontes temporais e de sazonalidade.

Até 2030 prevê-se um acréscimo da capacidade de armazenamento, através de hidroelétrica reversível com bombagem e por um contributo das tecnologias de baterias. Uma parte da capacidade de armazenamento deverá estar associada às próprias instalações de produção de energia eólica e solar.

Ao nível do armazenamento em baterias, no leilão de 2020 foram adjudicados 483 MW. Já em 2024, em concurso no âmbito do PRR (RP-C21-i08 Flexibilidade de Rede e Armazenamento) foram submetidas 76 candidaturas que ascenderam a uma capacidade de armazenamento quase três vezes superior à do aviso (500 MW). Face às necessidades e manifestações de interesse por parte de promotores, prevê-se que em 2030 se atinjam 2 GW de capacidade de armazenamento em baterias.

Ao nível dos aproveitamentos hidroelétricos, durante o ano de 2022 entraram em funcionamento as centrais de Gouvães e Daivões no âmbito do Sistema Eletroprodutor do Tâmega (SET), que inclui ainda a central do Alto Tâmega. Este sistema terá uma capacidade instalada de 1158 MW, prevendo-se o seu pleno funcionamento durante 2024. Em perspetiva está ainda a reconversão de um grupo gerador do Alto Lindoso para um funcionamento reversível, correspondendo a um projeto de armazenamento que adicionará uma capacidade de bombagem de 300 MW. Com estes projetos a somarem aos já existentes, até 2030, passará a estar disponível uma capacidade de bombagem de 3,9 GW.

Seria muito relevante fazer aumentar esta capacidade para garantir maior resiliência e eficiência ao sistema elétrico nacional. Contudo, importa referir que os processos de aprovação e construção de novos aproveitamentos hidroelétricos são bastante complexos e demorados, apresentando condicionantes de vários níveis. Em anos recentes foram abandonados projetos que estavam previstos ao abrigo do Programa Nacional de Barragens de Elevado Potencial Hidroelétrico (PNBEPH) e que poderiam incrementar a capacidade de bombagem, como por exemplo o AH de Girabolhos cuja construção foi cancelada pelo governo em 2016.

Com vista a adicionar nova capacidade de bombagem ao sistema deverá ser realizado um estudo que avalie a viabilidade de construção de novos aproveitamentos hidroelétricos, mas sobretudo a reconversão de aproveitamentos já existentes, tendo também em conta alterações a contratos de concessão como é o caso da barragem do Cabril. A generalidade dos projetos em perspetiva para estes fins têm poucas possibilidades de estar executados até 2030, mas poderão ter viabilidade num horizonte temporal mais alargado.

Tabela 27 - Capacidade instalada em armazenamento em baterias e bombagem para o horizonte 2030

2025 2030
Armazenamento em baterias (GW) 0,5 2,0
Bombagem (GW) 3,6 3,9

No que se refere a objetivos em termos do armazenamento energético no setor do gás e do petróleo e derivados de petróleo existem regras nacionais, decorrentes de legislação comunitária, para a criação de reservas de segurança, numa perspetiva de resposta a situações de crise e emergência/disrupção do fornecimento destes produtos. A atual capacidade do armazenamento subterrâneo do Carriço permite o armazenamento da totalidade das reservas de segurança de gás natural previstas para os próximos anos (existindo ainda o armazenamento de GNL no terminal de GNL de Sines, que confere uma maior flexibilidade na operação do SNG), sendo de considerar, mediante as necessidades, que estas cavidades adicionais sejam 100 % compatíveis com H2 e que as cavidades existentes podem ser convertidas para 100 % H2. Note-se, como já referido, que a Resolução do Conselho de Ministros n.º 82/2022 determina que o operador do armazenamento subterrâneo de gás promova o reforço da capacidade de armazenamento, a fim de obter um montante complementar de capacidade de armazenamento subterrâneo superior a 1,2 TWh e permitir acomodar nesse armazenamento subterrâneo a totalidade das reservas de segurança ou outras que venham a ser definidas.

Objetivos nacionais para o aumento da resposta da procura:

No que se refere à resposta da procura, e no caso do setor da eletricidade, são consideradas na evolução da procura as poupanças energéticas associadas às medidas de eficiência existentes e que se perspetivam, e as necessidades de consumo tendo em conta as previsões de penetração dos veículos elétricos (com uma perspetiva de smart charging).

No setor da eletricidade terão relevância as instalações industriais e incentivos ao armazenamento behind-the-meter nos setores de edifícios e na indústria, de forma a tornar menos acentuadas as variações no perfil diário de carga na rede elétrica de serviço público, bem como a generalização das estratégias de carregamento «inteligente» nos veículos elétricos e a sua participação em serviços de flexibilidade local ou de sistema.

Tendo por base o que é monitorizado em matéria de segurança de abastecimento, que consta nos relatórios de monitorização de segurança de abastecimento, de periodicidade anual, para o setor da eletricidade e gás natural (RMSAs), pretende-se um correto balanceamento entre a procura e a oferta existente e perspetivada para um horizonte temporal até 2030-2040. Na oferta que se perspetiva são tidos em consideração os processos em licenciamento de novas infraestruturas e as orientações em matéria de política energética (novas instalações e descomissionamento de instalações existentes).

Para a análise da adequação e balanceamento dos sistemas energéticos, no âmbito dos RMSA, em particular para o Sistema Elétrico Nacional (SEN) e Sistema Nacional de Gás (SNG), são considerados como indicadores:

Tabela 28 - Indicadores de adequação para os sistemas energéticos - eletricidade e gás

Indicador Meta/ referencial Unidade Objetivo
Critério N-1 (para o SNG) > 100 % £
Loss of Load Expectation (expectativa de perda de carga no SEN) <5 h/ano ¤

2.4 - Dimensão Mercado Interno da Energia

2.4.1 - Interconectividade da eletricidade

Para assegurar um melhor funcionamento e desenvolvimento do mercado interno da energia, e a par de melhorias na gestão, flexibilização e digitalização do sistema energético, as interligações energéticas são essenciais, garantindo ao mesmo tempo o aumento da concorrência, a estabilidade nos mercados da energia e a integração de mercados. Esta preocupação ficou refletida com a definição da meta da UE de 15 % de interligações elétricas até 2030, conforme estabelecido no Regulamento da Governação da União da Energia e da Ação Climática. Reconhecendo igualmente esta importância, Portugal está comprometido e empenhado na concretização desta meta a nível nacional.

Neste contexto, considera-se igualmente relevante a cooperação regional, que deverá ser reforçada com vista a uma maior aproximação entre Estados-Membros, com especial enfoque em Espanha e França, com o objetivo de acompanhar e avaliar os projetos de interligação que dão resposta às necessidades de interligação dos mercados e sistemas energéticos.

Tabela 29 - Meta de Portugal para as interligações elétricas

2030
Meta para as interligações elétricas 15 %

De forma a acompanhar a evolução deste objetivo, está proposto o seguinte indicador complementar de acompanhamento:

Tabela 30 - indicadores relacionados com a capacidade/nível de interligação

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