Modelação e otimização do sistema elétrico Português com ... · temporal, onde se integra a...

Modelação e otimização do sistema elétrico Português com

desagregação regional

Nuno Miguel Perdigão Celestino

Dissertação para obtenção do Grau de Mestre em

Engenharia Mecânica

Orientadores: Prof. Paulo Manuel Cadete Ferrão

Dr. André Alves Pina

Júri

Presidente: Prof. Mário Manuel Gonçalves da Costa

Orientador: Prof. Paulo Manuel Cadete Ferrão

Vogal: Prof. Tânia Alexandra dos Santos Costa e Sousa

Julho 2014

ii

“Trabalhar com sustentabilidade é plantar um presente que

garanta a subsistência das novas gerações num planeta que pede

socorro e se aquece a cada dia. Pois melhor que plantar árvores,

despoluir rios, proteger animais, é semear a consciência de que a

garantia da vida é respeitar as fronteiras da natureza”

Nildo Lage

iii

Agradecimentos

Queria de deixar o meu especial apreço a todos aqueles que, ao longo do meu percurso

académico, de uma ou de outra forma, sempre estiveram ao meu lado.

Em especial aos meus pais, que sempre me apoiaram e foram fonte de motivação, tendo

sido parte integrante no atingir desta etapa.

Aos colegas, com os quais vivenciei diversos momentos e partilhei experiências, nas horas

de trabalho mas também de lazer.

Aos amigos, que sempre acreditaram em mim, e me motivaram com palavras de

incentivo.

Aos professores, que ao longo de todo o meu percurso académico sempre se mostraram

disponíveis e foram dando a conhecer a forma de encarar situações e de resolver

problemas, que por vezes aparentavam não ter solução.

Por fim, não poderia deixar de agradecer ao professor Paulo Ferrão, por ter aceite que

integrasse este trabalho e, em especial ao André Pina, por todo o apoio e dedicação

demonstrados ao longo da sua realização.

A todos eles, o meu muito obrigado!

iv

Resumo

Este trabalho incorpora um estudo de planeamento energético de elevada resolução espacial e

temporal, onde se integra a elevada dinâmica do sistema elétrico, considerando as variações

horárias para a procura e produção e se analisa o fator de capacidade existente em cada uma das

regiões consideradas como forma de estimar os futuros níveis de produção. Considera-se a

necessidade de uma elevada implantação de tecnologias baseadas em FER, quando é esperado

que o sector elétrico atinja uma descarbonização quase total até 2050.

A análise efetuada mostra que o aumento da produção com base em FER, permite a Portugal

atingir um saldo exportador positivo e crescente a médio e longo prazo, considerando o sistema

elétrico ibérico. Os limites técnicos impostos à capacidade instalada poderão influenciar

diretamente a instalação de novas centrais, onde determinada tecnologia é implementada em

função da saturação da capacidade de alguma outra, o quem tem um efeito direto sobre os

custos associados ao setor elétrico. Verifica-se ainda que, a implementação de uma desagregação,

permite uma redução, significativa, a médio prazo, dos crescentes custos de mitigação, bem

como um aumento do saldo exportador, quando comparada com a ausência desta metodologia.

Palavras-Chave

Cenários de linha base;

Fator de Capacidade;

Modelação Energética “Bottom-up”;

Politica Energética;

Produção de Eletricidade;

Tecnologias.

v

Abstract

This work includes a study of energy planning with high spatial and temporal resolution, which

integrates the high dynamics of the electrical system, considering the hourly variations in demand

and production and analyses the existing potential in each of the considered regions, in order to

increase future production levels. It is considered the need for a high penetration of renewable

energy-based technologies, when it is expected that the electric sector reaches an almost total

decarbonisation by 2050.

The analysis shows that the deployment of renewables, allows Portugal to be an exporter in

medium-long term, considering the Iberian electricity system. The technical limits for the installed

capacity directly influence the installation of new power plants, once a particular RES technology

is implemented as a function of some other capacity saturation. This has a direct impact on the

electricity sector costs, leading the system to choose more efficient technologies in order to

increase productivity at constant capacity, given the need to supply, which contributed to the

steady rise in costs over time. It also appears that, a breakdown implementation allows a

significant reduction in rising mitigation costs in the medium term, and a larger export volume,

when compared with this methodology absence.

Keywords

Base line Scenarios;

Bottom-up Energy Modeling;

Capacity Factor;

Energy Policy;

Supply side analisys;

Renewable-based Technologies.

vi

Índice de Conteúdos

AGRADECIMENTOS ........................................................................................... III

RESUMO ........................................................................................................... IV

PALAVRAS-CHAVE............................................................................................. IV

ABSTRACT .......................................................................................................... V

KEYWORDS ........................................................................................................ V

LISTA DE TABELAS E FIGURAS ........................................................................... IX

LISTA DE ABREVIAÇÕES .................................................................................. XIII

LISTA DE SÍMBOLOS .......................................................................................XVII

1. INTRODUÇÃO............................................................................................... 1

i. Metodologia ............................................................................................................................................ 3

ii. Caso de Estudo ......................................................................................................................................... 4

iii. Objetivos .................................................................................................................................................. 4

iv. Estrutura do Trabalho .............................................................................................................................. 5

2. ESTADO DA ARTE ......................................................................................... 7

2.1 A Política Energética ............................................................................................................................... 7

2.1.1 Vertentes - Produção e Procura .................................................................................................... 9

2.1.2. Fases do Planeamento ................................................................................................................. 10

2.1.3. Modelação ................................................................................................................................... 10

2.2 Tecnologias para Geração de Eletricidade ............................................................................................. 11

2.3 O Planeamento Energético em Portugal ................................................................................................ 15

2.3.1. Estudos anteriormente realizados ............................................................................................... 15

2.3.2. Política Energética ....................................................................................................................... 18

3 METODOLOGIA .......................................................................................... 22

3.1 Componente Espacial ........................................................................................................................... 22

3.2 Componente Temporal .......................................................................................................................... 23

4 CASO DE ESTUDO – PORTUGAL CONTINENTAL ......................................... 26

4.1 O Sistema Elétrico Nacional (SEN) ........................................................................................................ 28

4.2 Recursos de Geração de Eletricidade ...................................................................................................... 31

4.2.1 Renováveis.................................................................................................................................. 32

vii

4.2.1.1 Capacidade Instalada (CI)........................................................................................................ 32

4.2.1.2 Produção ................................................................................................................................. 35

4.2.1.3 Fator de Capacidade ............................................................................................................... 37

4.2.1.4 Intermitência e a Bombagem Hidroelétrica ............................................................................. 41

4.2.2 Não Renováveis .......................................................................................................................... 43

4.3 A Rede Nacional de Transporte (RNT) ................................................................................................... 44

4.3.1 Conectividade Interdistrital ........................................................................................................ 45

4.3.2 Conectividade com a Rede Espanhola ........................................................................................ 46

4.3. O Consumo de Eletricidade ................................................................................................................... 47

4.4.1 Sectores de Atividade e Evolução ............................................................................................... 48

4.4.2 Sustentabilidade Regional .......................................................................................................... 50

5. MODELAÇÃO.............................................................................................. 51

5.1 MARKAL-TIMES....................................................................................................................................... 51

5.1.1 A Estrutura do modelo ................................................................................................................. 51

5.2 Considerações ........................................................................................................................................ 52

5.2.1 Implementação de novas tecnologias ........................................................................................ 52

5.2.2 Previsão para a evolução do preço dos combustíveis fósseis ..................................................... 53

5.2.3 Limites técnicos à CI - Evolução .................................................................................................. 54

5.2.4 Limites às emissões de GEE......................................................................................................... 55

5.3. A metodologia aplicada ao modelo ...................................................................................................... 56

5.4. Cenários Adotados ................................................................................................................................ 57

6. APRESENTAÇÃO E ANÁLISE DE RESULTADOS ............................................ 58

6.1 Resultados do Modelo Desagregado (C2-C4) ....................................................................................... 58

6.1.1 CI e Produção por Distrito e Fonte em 2050 ............................................................................... 58

6.1.3 Trocas de Eletricidade e Sustentabilidade Regionais .................................................................. 60

6.1.4 Trocas de Eletricidade com Espanha ............................................................................................61

6.1.5 Emissões de CO2eq por distrito ao longo dos anos ...................................................................... 62

6.2 Evolução Global da CI (cenários C1 a C4) ................................................................................................ 64

6.3 Evolução Global da Produção (cenários C1 a C4) .................................................................................. 68

6.4 Custos de Mitigação .............................................................................................................................. 69

7. CONCLUSÕES E TRABALHO FUTURO ......................................................... 71

REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS ....................................................................... 72

Entidades e Organismos consultados da internet......................................................................................... 78

viii

LISTA DE ANEXOS............................................................................................. 78

Anexo A – Representação esquemática do SEN ................................................................................ A.I

Anexo B – Listagem das futuras barragens e centrais termoelétricas ..............................................A.II

Anexo C – Evolução regional da CI e Produção por fonte energética (cenários C2 e C4) ............... A.III

Anexo D – Evolução das trocas de eletricidade entre distritos (cenários C2 e C4) ........................ A.XV

Anexo E – Evolução do saldo médio exportador MIBEL (cenários C1 a C4).................................. A.XVII

Anexo F – Evolução das emissões de GEE em Espanha (cenários C1 a C4) .................................. A.XVIII

Anexo G – Evolução da CI em Espanha por tecnologia (cenários C1 a C4) ..................................... A.XIX

Anexo H – Custos de Mitigação ..................................................................................................... A.XXI

ix

Lista de Tabelas e Figuras

TABELAS

CAPÍTULO 2

TABELA 2.1 - NOVA CI TOTAL PARA A TECNOLOGIA HÍDRICA [KW](Pina A., et al., 2011a) ……………………………...….. 18

TABELA 2.2 - NOVA CI TOTAL PARA A TECNOLOGIA EÓLICA [KW] (Pina A., et al., 2011a ) …………………………..……... 18

CAPÍTULO 3

TABELA 3.1 - CARACTERIZAÇÃO QUALITATIVA DA DINÂMICA DOS RECURSOS RENOVÁVEIS (Haydt G., et al., 2011)…. 23

CAPÍTULO 4

TABELA 4.1 – ÁREA TERRITORIAL, COMPRIMENTO DA LINHA COSTEIRA E Nº DE HABITANTES EM PORTUGAL

CONTINENTAL (FONTE: CAOP A, INE B) …………………………………………………………….……….……………………..…… 27

TABELA 4.2 – MATRIZ FRONTEIRIÇA INTERDISTRITAL E INTERNACIONAL ……………...…………………..…………………….… 28

TABELA 4.3 – EVOLUÇÃO DA CI EM PC (FONTE: E2P) ….…………...……………….………….……………………………........… 33

TABELA 4.4 – PROPRIEDADES SOLARES PARA O DISTRITO DE BEJA (PVGIS) ………….……….…………………………………. 39

TABELA 4.5 – FC FOTOVOLTAICO PARA CADA UMA DAS REGIÕES DADA A INSTALAÇÃO DE REFERÊNCIA ……..…....... 40

TABELA 4.6 – ATUAIS/FUTURAS CENTRAIS HIDROELÉTRICAS A OPERAR COM BOMBAGEM ……………………….……..…... 43

TABELA 4.7 – DISTRIBUIÇÃO DISTRITAL DA CI PARA DAS CENTRAIS TERMOELÉCTRICAS ………………………….…………… 44

TABELA 4.8 – INTERLIGAÇÃO DA RNT COM A REDE ESPANHOLA (REN, 2013) ……………………………….……………….… 47

TABELA 4.9 – EVOLUÇÃO DA CAPACIDADE DE INTERLIGAÇÃO DA RNT COM A REDE ESPANHOLA (Amorim F., et al.,

2013) ………………………………………..…………………………………………………………………………………………...…... 47

TABELA 4.10 – EVOLUÇÃO DA CAPACIDADE DISTRITAL DA RNT NA INTERLIGAÇÃO COM ESPANHA …………………...... 47

CAPÍTULO 5

TABELA 5.1 – ALGUMAS CARACTERÍSTICAS DAS NOVAS TECNOLOGIAS DE GERAÇÃO CONSIDERADAS …………..….… 53

TABELA 5.2 – LIMITES À FUTURA CAPACIDADE INSTALADA …………………………………………….……………………….…... 54

TABELA 5.3 – NÍVEIS DE REDUÇÃO DE EMISSÕES DE GEE NA UE COMPARATIVAMENTE A 1990 [%] (EC, 2011) ………..…. 55

TABELA 5.4 – CENÁRIOS CONSIDERADOS …………………………………………………………………………………….…….… 57

ANEXOS

TABELA AB1 – ALGUMAS DAS CARACTERÍSTICAS DAS CENTRAIS HIDROELÉTRICAS ATUALMENTE EM CONSTRUÇÃO ... A.II

TABELA AB2 – ALGUMAS PROPRIEDADES DAS CENTRAIS TERMOELÉTRICAS ATUALMENTE EM ATIVIDADE ……..…..……. A.II

TABELA AC1 – EVOLUÇÃO DA CI POR DISTRITO (CENÁRIO C2) ………….. ……..………..………..………..……..……..…... A.III

TABELA AC2 – EVOLUÇÃO DA CI POR DISTRITO (CENÁRIO C4) …..………...…………..………..…………..………………... A.VI

TABELA AC3 - EVOLUÇÃO DA PRODUÇÃO POR DISTRITO (CENÁRIO C2) …..………..…………..……..…..….…….…..…. A.IX

TABELA AC4 – EVOLUÇÃO DA PRODUÇÃO POR DISTRITO (CENÁRIO C4) …..………..…………..………..…………..…….. A.XII

TABELA AD1 – EVOLUÇÃO DA IMPORTAÇÃO DE ELETRICIDADE EM CADA UM DOS DISTRITOS (C2) [GWH] ……...…. A.XV

x

TABELA AD2 – EVOLUÇÃO DA IMPORTAÇÃO DE ELETRICIDADE EM CADA UM DOS DISTRITOS (C4) [GWH] .…..…… A.XVI

TABELA AF1 – EVOLUÇÃO DO SALDO MÉDIO EXPORTADOR (MIBEL - C1) .…………………………………………..……. A.XVII




TABELA AF – EVOLUÇÃO DAS EMISSÕES DE CO2EQ EM ESPANHA, 100%=1990 …..………..…………..………..…….…… A.XVIII

TABELA AH – EVOLUÇÃO DOS CUSTOS E DAS EMISSÕES DE CO2EQ (CENÁRIOS C5 A C8) …..………..…………..…...… A.XXI

FIGURAS

CAPÍTULO 1

FIGURA 1.1 – EVOLUÇÃO HISTÓRICA DAS EMISSÕES DE CO2 POR TIPO DE COMBUSTÍVEL (IEA/OECD, 2012a) ……..…… 1

FIGURA 1.2 - EVOLUÇÃO DO PREÇO DAS COMMODITIES, 100% = 2005 (IPCC, 2014) ……………………………………...... 2

FIGURA 1.3 – O PLANEAMENTO ENERGÉTICO NO CONTEXTO ECO-ECONÓMICO……………………….…………………….. 3

CAPÍTULO 2

FIGURA 2.1 – REDUÇÃO DAS EMISSÕES DE GEE POR SECTOR NA UE 100% = 1990 (EC, 2011)……………………………..…. 8

FIGURA 2.2 – AS DIFERENTES FASES DE OPERAÇÃO INERENTES AO PLANEAMENTO ENERGÉTICO ……..……….………….. 10

FIGURA 2.3 – POTENCIAL TÉCNICO GLOBAL PARA AS FER [EJ/ANO, ESCALA LOG.] (IPCC, 2012)…………………..…...…11

FIGURA 2.4 – EVOLUÇÃO DA CI GLOBAL, 2005-2012. FONTE: (REN21, 2013) ………..…….……..…….……..…….…………. 12

FIGURA 2.5 – FATOR DE CAPACIDADE MÉDIO ANUAL PARA OS SISTEMAS FECHADO E ABERTO [%] (Amorim F., et al.,

2013)……………………………………………………………………………………………………………………………………….….. 16

FIGURA 2.6 – IMPORTAÇÃO E EXPORTAÇÃO MÉDIOS ANUAIS RELACIONADOS COM O MIBEL (Amorim F., et al., 2013)

……………………………………………………………………………………………...………………………………………………..… 16

FIGURA 2.7 – DIFERENTES CENÁRIOS CONSIDERADOS PARA A GESTÃO NA VERTENTE DO CONSUMO (Pina A., et al.,

2011a ) ……………………………………………………………………………………………………………………………….…….… 18

CAPÍTULO 3

FIGURA 3.1 – VARIAÇÃO DO CONSUMO AO LONGO DE UM DIA DE SEMANA TÍPICO DE PRIMAVERA…………….……. 24

FIGURA 3.2 – VARIAÇÃO DA PRODUÇÃO NUM DIA DE SEMANA TÍPICO DE PRIMAVERA (Amorim F., et al., 2013) ….... 25

CAPÍTULO 4

FIGURA 4.1 – DISCRETIZAÇÃO GEOGRÁFICA CONSIDERADA .……………… ………………………………..………………..... 26

FIGURA 4.2 – REPRESENTAÇÃO ESQUEMÁTICA E PALAVRAS-CHAVE PARA CADA UMA DAS ÁREAS DO SEN ……….….. 31

FIGURA 4.3 – EVOLUÇÃO HISTÓRICA DA CI RENOVÁVEL EM (FONTE: E2P) ……………………….………………………..…… 33

FIGURA 4.4 – VISTA EM DETALHE DA FIGURA 4.3 PARA AS TECNOLOGIAS APRESENTADAS …………………………..……. 33

FIGURA 4.5 – EVOLUÇÃO DA FRAÇÃO DA CI RENOVÁVEL (FONTE: E2P) …………………………………….……….……..…. 34

FIGURA 4.6 – CI RENOVÁVEL EM CADA UMA DAS REGIÕES NO ANO DE 2012 (FONTE: E2P) ………….…………………... 34

FIGURA 4.7 – PRODUÇÃO DE RENOVÁVEIS EM CADA UM DOS DISTRITOS PARA O ANO DE 2012 (FONTE: DGEG)

………………………………………………………………………………………………………….…………………………………...…. 34

xi

FIGURA 4.8 – FRAÇÃO DE ELETRICIDADE PROVENIENTE DE FER PRESENTE NO CONSUMO FINAL EM 2012, EU-28 (FONTE:

EUROSTAT)………………………………………………………………………………………………………………………...…………. 36

FIGURA 4.9 – FATOR DE CAPACIDADE MÉDIO ANUAL……………………………………………………………………………... 37

FIGURA 4.10 – (PVGIS) INTERFACE GRÁFICA VISUALIZADA NA PÁGINA WEB………………………………………………….. 38

FIGURA 4.11 – PONTO DE REFERÊNCIA PARA O POTENCIAL SOLAR (DISTRITO DE BEJA) ……………………………………. 39

FIGURA 4.12 – DIAGRAMA DE CARGAS HORÁRIO PARA UM DIA DE REFERÊNCIA - COMPLEMENTARIDADE HÍDRICA-

EÓLICA…………………………………………………………………………………………………………………………………….…. 42

FIGURA 4.13 – MAPA DA RNT (FONTE: REN) ……………………………………………………..…………………………………….. 45

FIGURA 4.14 – PERDAS NA RNT EM 2013 (REN, 2014) ………………………………………………………………………………... 46

FIGURA 4.15 – CONSUMO MÉDIO POR SETOR DE ATIVIDADE EM CADA DISTRITO NOS ANOS 2005-2012 (FONTE: DGEG)

……………..……………………………………………….………………………………………..……………………………………….... 48

FIGURA 4.16 – EVOLUÇÃO ESPERADA PARA A PROCURA POR SETOR DE ATIVIDADE ………..…………………….…….….. 49

FIGURA 4.17 – ÍNDICES DE SUSTENTABILIDADE RENOVÁVEL VERIFICADOS EM CADA UM DOS DISTRITOS EM 2012 …..… 50

CAPÍTULO 5

FIGURA 5.1 – PREVISÃO DO PREÇO DE IMPORTAÇÃO DOS COMBUSTÍVEIS FÓSSEIS (EC, 2013b) ………………………….. 53

FIGURA 5.2 – EMISSÕES DE GEE ENTRE 1990 E 2011 (EEA, 2012): (A) PORTUGAL; (B) ESPANHA) ……………………………. 55

FIGURA 5.3 – DIAGRAMA ESQUEMÁTICO DA METODOLOGIA APLICADA AO MODELO ……………………………………. 56

CAPÍTULO 6

FIGURA 6.1 – CI POR DISTRITO E TECNOLOGIA PARA O ANO DE 2050 (C2) ………………………………………………….… 58

FIGURA 6.2 – CI POR DISTRITO E TECNOLOGIA PARA O ANO DE 2050 (C4) ………………..………………………………..… 58

FIGURA 6.3 – PRODUÇÃO POR DISTRITO E TECNOLOGIA PARA O ANO DE 2050 (C2) ………………………………….…… 59

FIGURA 6.4 – PRODUÇÃO POR DISTRITO E TECNOLOGIA PARA O ANO DE 2050 (C4) …………………………………….… 59

FIGURA 6.5 - BALANÇO ENERGÉTICO REGIONAL MÉDIO ENTRE 2015 E 2050 (C2 E C4) ……………………………..….…… 60

FIGURA 6.6 – ÍNDICE DE SUSTENTABILIDADE REGIONAL (2012 VS. 2050 - C4) …. ……………………………………………… 61

FIGURA 6.7 – EVOLUÇÃO DO SALDO EXPORTADOR PORTUGUÊS NO MIBEL (CENÁRIOS C1 A C4) ……………..………… 62

FIGURA 6.8 – EVOLUÇÃO REGIONAL DAS EMISSÕES DE CO2EQ EM CADA DISTRITO (C2) ……………………………….…… 63

FIGURA 6.9 – EVOLUÇÃO REGIONAL DAS EMISSÕES DE CO2EQ EM CADA DISTRITO (C4) ………………………………….… 63

FIGURA 6.10 – EVOLUÇÃO DAS EMISSÕES DE CO2EQ EM PORTUGAL 100%=1990 (CENÁRIOS C1 A C4) ………………….. 64

FIGURA 6.11 – EVOLUÇÃO DA CI POR FONTE: (A) - C1; (B) - C2 ……………………………….…………………………..…..… 65

FIGURA 6.12 – EVOLUÇÃO DA CI POR FONTE: (A) - C3; (B) - C4 ……………………………….………………………….…..…. 65

FIGURA 6.13 – % DA CI LIMITE EXISTENTE EM 2050 (C3 e C4) ………...…………………….………………………….……......….. 66

FIGURA 6.14 – EVOLUÇÃO TEMPORAL DA PRODUÇÃO E DA PROCURA (TOTAL IBÉRICO) ……………..…………………… 66

FIGURA 6.15 – CI RENOVÁVEL EM 2050 EM FUNÇÃO DO AUMENTO DA PROCURA ………………..……………..……….… 67

FIGURA 6.16 – COMPONENTES DO ESTUDO DE PLANEAMENTO ENERGÉTICO ………………………………………………… 68

FIGURA 6.17 – EVOLUÇÃO DA PRODUÇÃO POR FONTE: (A) - C1; (B) - C2 ……………………………….……………………. 68

FIGURA 6.18 – EVOLUÇÃO DA PRODUÇÃO POR FONTE: (A) - C3; (B) - C4 …………………………….……………..………. 68

FIGURA 6.19 – EVOLUÇÃO DA DIFERENÇA DAS EMISSÕES DE CO2EQ DOS CUSTOS TOTAIS ……………………………...…. 69

FIGURA 6.20 – EVOLUÇÃO DOS CUSTOS DE MITIGAÇÃO ………………………………………….…..……………………..…… 70

xii

ANEXOS

FIGURA AA – REPRESENTAÇÃO ESQUEMÁTICA E PALAVRAS-CHAVE PARA CADA UMA DAS ÁREAS DO SEN ………….. A.I

FIGURA AE – TABELA AE – EVOLUÇÃO DAS EMISSÕES DE CO2EQ EM ESPANHA, 100%=1990 .…………………….…….. A.XVII

FIGURA AG1 – EVOLUÇÃO DA CI EM ESPANHA; (A) - C1; (B) - C2 ….…………………………………………….......……. A. XIX

FIGURA AG2 – EVOLUÇÃO DA CI EM ESPANHA: (A) - C3; (B) - C4 …………………………………..………………..…..… A. XIX

FIGURA AG3 – EVOLUÇÃO DA PRODUÇÃO EM ESPANHA; (A) - C1; (B) - C2 .….……………………..………….……..…. A.XX

FIGURA AG4 – EVOLUÇÃO DA PRODUÇÃO EM ESPANHA: (A) - C3; (B) - C4 …………………………….…………...…… A. XX

xiii

Lista de Abreviações

ADENE Agência para a Energia

APA Agência Portuguesa do Ambiente

CAC Captura e Armazenamento de Carbono

CAOP Carta Administrativa Oficial de Portugal

CCGI Ciclo Combinado com Gasificação Integrada

CI Capacidade Instalada

CNPGH Comissão Nacional Portuguesa das Grandes Barragens

CP Carvão Pulverizado

CS Comércio e Serviços

DGEG Direcção-Geral de Energia e Geologia

DL Decreto-Lei

e2p Energias Endógenas de Portugal

EASAC European Academies Science Advisory Council

(Conselho Consultivo das Academias Europeias de Ciências)

EC European Commission (Comissão Europeia)

ECF European Climate Foundation (Fundação Europeia para o Clima)

EDP Energias de Portugal

EEA European Environmental Agency (Agência Europeia do Ambiente)

EIA U.S. Energy Information Administration

EO Energia dos Oceanos

EREC European Renewable Energy Council

(Conselho Europeu de Energias Renováveis)

ERSE Entidade Reguladora dos Serviços Energéticos

xiv

ESC Energia Solar Concentrada

EUA Estados Unidos da América

Eurostat Gabinete de Estatísticas da União Europeia

EY Estern & Young

FC Fator de Capacidade

FER Fontes de Energia Renovável

FENR Fontes de Energia Não Renovável

FV Fotovoltaica

GEE Gases com Efeito de Estufa

GH Grande Hídrica

GN Gás Natural

GNCC Gás Natural - Ciclo Combinado

GIS Geographic Information Systems (Sistemas de Informação Geográfica)

GWEC Global Wind Energy Council (Concelho Global de Energia Eólica)

IEA Internacional Energy Agency (Agência Internacional de Energia)

IGEO Instituto Geográfico Português

INAG Instituto da Água, I. P.

INE Instituto Nacional de Estatística

IPCC Intergovernamental Panel on Climate Change

(Painel Intergovernamental para as Alterações Climáticas)

IRENA International Renewable Energy Agency

(Agência Internacional para as Energias Renováveis)

IRG International Resources Group

LBE Lei Base da Eletricidade

MARKAL MARket ALlocation model

xv

MIBEL Mercado Ibérico de Eletricidade

NU Nações Unidas

OECD Organization for Economic Co-operation and Development

(Organização para a Cooperação e Desenvolvimento Económico (OCDE))

OLMC Operador Logístico de Mudança de Comercializador

OMI Operador de Mercado Ibérico

PC Portugal Continental

PCH Pequenas Centrais Hidroelétricas

PDIRT Plano de Desenvolvimento e Investimento da Rede de Transporte

PNAC Plano Nacional para as Alterações Climáticas

PNAEE Plano Nacional de Ação para as Eficiência Energética

PNAER Plano Nacional de Ação para as Energias Renováveis

PNBEPH Programa Nacional de Barragens de Elevado Potencial Hidrelétrico

PEJ Perdas Por Efeito de Joule

PIB Produto Interno Bruto

PSBC Planos Setoriais de Baixo Carbono

PVGIS Photovoltaic Geographical Information System

RCCTE Regulamento Para as Características do Comportamento Térmico dos Edifícios

RCM Resolução do Conselho de Ministros

RNBC Roteiro Nacional de Baixo Carbono

REN Rede Elétrica Nacional, S.A.

REN21 Renewable Energy Policy Network for the 21st Century

RSU Resíduos Sólidos Urbanos

RND Rede Nacional de Distribuição

xvi

RNT Rede Nacional de Transporte

SEN Sistema Elétrico Nacional

SOLAREC Internally-Funded Project on Photovoltaic Solar Energy

TIMES The Integrated MARKAL-EFOM System

EU European Union (União Europeia (UE))

UNFFC United Nations Framework on Climate Change

(Convenção-Quadro das Nações Unidas sobre a Mudança do Clima (PNUMA))

UNEP United Nations Environment Programme

(Programa das Nações Unidas para o Meio Ambiente)

WEC World Energy Council (Conselho Mundial de Energia)

WMO World Meteorological Organization (Organização Meteorológica Mundial)

xvii

Lista de Símbolos

tep Toneladas Equivalentes de Petróleo

boe Barrel of Oil Equivalent

(Barril Equivalente de Petróleo)

CO2 Dióxido de Carbono

E Quantidade de energia elétrica produzida [kWh]

Ed Quantidade média diária de produção de eletricidade [kWh]

Em Quantidade média mensal de produção de eletricidade [kWh]

Hd Média diária da soma da irradiação global por unidade de área [kW/m�]

Hm Média mensal da soma da irradiação global por unidade de área [kW/m�]

GW Gigawatt

GWh Gigawatt-hora

J Joule

�� Quilómetro Quadrado

Mt Milhões de Toneladas

MW Megawatt

MWh Megawatt-hora

�º ��/�� Número de Habitantes por Quilómetro Quadrado

TW Terawatt

TWh Terawatt-hora

V Diferença de Potencial Elétrico (Volt)

�� Intervalo de Tempo

1

Mil

hõ

es d

e t

on

ela

das d

e C

O2

1. Introdução

Ao longo da revolução industrial, a energia proveniente de combustíveis fósseis foi o motor por detrás

do mundo industrializado e do crescimento económico. A produção de energia a partir deste tipo de

fontes cresceu de níveis insignificantes no início do século XIX, sendo que, no ano de 2010 estes

combustíveis apresentavam uma saída de cerca de 10 000 milhões de Toneladas Equivalentes de

Petróleo (tep1) (Höök M., 2011).

No entanto, esta mesma revolução levou a um avanço tecnológico em larga escala ao longo do último

século e até aos dias de hoje, conferindo-nos a possibilidade de olhar o planeamento energético de

forma mais abrangente. Em particular, o aumento dos recursos computacionais e a evolução das

tecnologias para produção de eletricidade a partir de Fontes de Energia Renovável (FER), cujos

campos de aplicabilidade têm vindo a aumentar à semelhança da eficiência das mesmas.

Os combustíveis fósseis, nomeadamente os derivados do petróleo, carvão e Gás Natural (GN),

representam uma ameaça ambiental, sendo responsáveis pela emissão de Gases com Efeito de

Estufa (GEE). De acordo com (IRENA, 2012), desde 1850 que a temperatura média a nível global já

aumentou em 0,7º C, e prevê-se que, caso as emissões deste tipo de gases continuem a crescer,

esta poderá aumentar em mais 4ºC até ao final do século.

Em 2010, 43% das emissões de Dióxido de Carbono (CO2) provinham de carvão, 36% de petróleo e

20% de gás. Na Figura 1, podemos observar a evolução histórica por sector de atividade, para a

emissão deste tipo de gás. Verifica-se ainda que, o consumo destes combustíveis para o ano de 2010

se mostra relativamente diferente, refletindo um significativo aumento, que é esperado que se

mantenha (IEA/OECD, 2012a).

Figura 1.1 – Evolução histórica das emissões de CO2 por tipo de combustível (IEA/OECD, 2012a)

1 1 �� ≈ 11.63 MWh = 41.868� ��

Outros

Eletricidade e Aquecimento Consumo próprio na Indústria Manufatura Ind. e Construção

Residencial Transportes

2

De acordo com (IPCC, 2014), estudos focados na implementação de políticas de mitigação referem

existir a necessidade de melhoria das mesmas, alargando a abrangência dos esforços nacionais. Isto,

dado que, apesar das várias políticas implementadas e da existência da Convenção-Quadro das

Nações Unidas sobre a Mudança do Clima (UNFCCC) e do Protocolo de Quioto, a taxa de

crescimento de emissões de GEE na recente década (2000-2010) atingiu valores em cerca do dobro,

relativamente a qualquer outra, desde 1970.

Estima-se que a procura energética aumente em cerca de 40% nos próximos 20 anos, inicialmente

nos países em desenvolvimento. As causas para este aumento incluem o crescimento da população,

o enorme processo de industrialização em curso, a contínua deslocação da produção industrial para

os países asiáticos, a expansão das infraestruturas de transportes e o elevado crescimento da classe

média nesses mesmos países (WEC, 2011). Com efeito, e caso não se adotem as devidas medidas,

este aumento do consumo vem reforçar a ideia de um contínuo crescimento das emissões de CO2 no

futuro, conforme a Figura 1.1 sugere, e no qual o sector elétrico em particular é responsável por mais

de 40% das mesmas.

O sistema energético europeu confronta-se atualmente com inúmeras incertezas: a elevada

imprevisibilidade no preço dos combustíveis fósseis e os consequentes riscos geopolíticos e desafios

económicos, inerentes à dependência da importação, bem como as consequências ambientais

adversas associadas à produção de eletricidade com base em combustíveis fósseis (EREC, 2010a).

Figura 1.2 - Evolução do preço das commodities, 100% = 2005 (IPCC, 2014)

Verifica-se a elevada variabilidade para o preço dos bens apresentados e, em especial, uma maior

taxa crescimento após o ano de referência (2005). Atendendo a este fato, e dando especial destaque

aos combustíveis fósseis, é imperativo pensar numa produção de eletricidade, com base em FER em

maior escala, como forma de baixar a dependência da importação dos mesmos, em linha com uma

redução da emissão de GEE.

Petróleo Bruto Matéria-Prima Agrícola Metais Alimentos

3

Por conseguinte, torna-se necessária a adoção de alternativas e políticas que se traduzam num

aumento dos níveis de sustentabilidade para o sector energético, tanto na componente económica

como ambiental.

Este trabalho enquadra-se no âmbito do planeamento energético, integrado na vertente do sector

elétrico. Pretende-se essencialmente alargar a componente racional na produção de energia,

otimizando o uso das FER disponíveis, como forma de viabilizar futuros investimentos neste tipo de

mercados (tecnologias para geração de eletricidade), garantindo, simultaneamente, a minimização da

produção excedente, segurança no abastecimento e o menor custo na implementação de novas

tecnologias.

Podemos assim relacionar os fatores económico e ambiental, por intermédio de políticas que impõem

determinadas objetivos, e/ou de estudos de planeamento energético na sua vertente de redução de

custos de investimento, melhorando a relação custo-benefício dos mesmos.

De forma esquemática temos:

i. Metodologia2

A metodologia adotada tem por base a desagregação espacial de determinada região,

implementando um método de elevada resolução temporal e espacial.

Através de um estudo com base numa discretização geográfica, podemos obter informações em

maior detalhe ao nível espacial. Mais concretamente, o conhecimento do potencial de cada região,

levando a aferir em que tecnologias investir, de forma a aumentar a rentabilidade do investimento, no

que respeita à produção. Espera-se que de certa forma, isto se traduza num aumento do investimento

neste tipo de tecnologias, por sua vez ligadas à sustentabilidade no campo ambiental.

Pretende-se assim que, determinada separação geográfica forneça resultados com um maior grau de

precisão ao nível do modelo utilizado, dados os diferentes potenciais para produção de eletricidade

com base em FER existente em cada uma das regiões.

2 Caracterizado em maior detalhe no Capítulo 3 - Metodologia.

Políticas

Investimento

Sustentabilidade ambiental

Planeamento energético

Redução de custos

Figura 1.3 – O Planeamento Energético no contexto eco-económico

4

Também o conhecimento da evolução da procura para cada uma das regiões, permite concluir acerca

da sustentabilidade existente e possível partilha de eletricidade entre as mesmas, como forma de

atender ao consumo em regiões onde os níveis de sustentabilidade se mostrem inferiores.

Dado isto, é de esperar que, esta abordagem à luz do planeamento energético se mostre vantajosa

quando comparada com a análise de resultados relativos ao estudo no contexto global, (i.e., sem

desagregação regional). Sendo esta abordagem uma importante condição de distinção no campo

geográfico, esta diferente perspetiva na ótica do planeamento, foi por si só um fator de grande

motivação para a realização do presente trabalho.

Por sua vez, a metodologia na sua vertente temporal, contempla evolução horária para a produção e

procura em dias do ano característicos, dadas as diferentes tecnologias e sectores de atividade

considerados. Deste modo pretende-se adaptar a dinâmica do sistema elétrico ao caso de estudo,

procurando otimizar a relação entre as grandezas de produção e de consumo a menores períodos de

tempo, como forma de garantir a necessária produção de eletricidade dada a procura, minimizando,

simultaneamente, o respetivo excedente.

ii. Caso de Estudo3

Pretende-se fazer em estudo de planeamento energético para Portugal Continental.

Desta feita, considerou-se cada um dos distritos nacionais como sendo uma das regiões referidas

anteriormente, obtendo um total de dezoito regiões desagregadas. Cada uma destas será analisada

autonomamente, pelo que, ambos os dados, relativos às distribuições do consumo e potencial do

sector elétrico no campo geográfico serão analisados.

Mais concretamente, é estudado o Fator de Capacidade (FC)4 eólico, hídrico e solar, estimando a

disponibilidade dos recursos naturais existentes em cada região, bem como a evolução da procura,

atendendo a cada um dos setores de atividade considerados.

De forma análoga, e para efeitos de importação-exportação relacionados com o Mercado Ibérico de

Eletricidade (MIBEL), analisa-se a informação relativa a este mesmo potencial e consumos

existentes, para Espanha, ainda que, esta análise não contemple uma divisão geográfica (i.e.,

considerar-se-á Espanha como uma única região).

iii. Objetivos

De uma forma geral, a elaboração desta tese tem como objetivo a determinação de estratégias de

planeamento futuro no horizonte 2050, que levem ao aumento da sustentabilidade5 energética

nacional para o sector elétrico. Em particular, pretende-se encontrar o menor custo dada a

implementação de novas tecnologias para a produção de eletricidade, garantindo uma segurança no

fornecimento em simultâneo com uma minimização da produção excedente.

3 Ver Capítulo 4 - Caso de Estudo.

4 Abordado na Seção 4.2.1.3 Fator de Capacidade.

5 Tome-se como sustentabilidade ambiental e económica.

5

Em termos ambientais, e para este horizonte, tem-se como objetivo atingir uma redução das

emissões de GEE para o sector elétrico em cerca de 96%, comparativamente aos valores de 1990,

em linha com as metas definidas pela União Europeia (UE).

Considerando a adoção de diferentes cenários que passam pela análise de cada uma das regiões

como uma fração, e pela imposição de limites às emissões de GEE, pretende-se encontrar novas

formas de planeamento a nível global (i.e., para Portugal Continental).

Mais concretamente:

Obter um maior aproveitamento do potencial regional existente ao nível da produção de

eletricidade com origem em FER, como forma de:

o Aumentar os níveis de produção, diminuindo desta forma a necessidade de utilização de

combustíveis de origem fóssil e consequentemente as emissões de GEE (calculados em

CO2eq);

o Encontrar estratégias de planeamento sustentável, investindo neste tipo de mercados com

base no menor custo;

o Reduzir a dependência da importação de eletricidade e aumentar a exportação.

Estimar a futura distribuição da Capacidade Instalada (CI) e produção ao nível geográfico;

Reconhecer o fluxo energético existente (i.e., quantidade de EE trocada entre as diferentes

regiões), como forma de planear futuras intervenções ao nível da sustentabilidade regional;

Calcular os custos de mitigação inerentes à redução das emissões de GEE, em linha com as

políticas internacionais atualmente vigentes.

iv. Estrutura do Trabalho

Este trabalho encontra-se dividido em 7 capítulos.

No presente capítulo é feita de forma sucinta uma introdução ao tema que se pretende estudar,

mencionando a metodologia adotada, o caso em estudo e, objetivos pretendidos;

De seguida, em Estado da Arte é descrito o planeamento energético, bem como a modelação

que normalmente é inerente a este estudo. Referem-se também alguns dos estudos já

anteriormente realizados para o planeamento nacional, e alguns tópicos relativos à legislação

atualmente em vigor.

No Capítulo 3, descreve a metodologia a adotada, abordando as suas principais características

e que principais vantagens se esperam retirar da sua implementação. Neste contexto,

apontam-se formas de melhorar a abordagem a determinado caso de estudo, atendendo às

considerações adotadas, implícitas a esta mesma metodologia.

6

Tópico seguinte (Capítulo 4) Caso de Estudo, refere-se campo de aplicabilidade da

metodologia, Portugal Continental. Em particular, informa-se sobre a desagregação

considerada para o território nacional, tal como alguns dos fatores geográficos de cada uma

destas regiões, tidos como úteis. A evolução ao longo dos últimos anos para as tecnologias de

geração atualmente presentes em Portugal e perspetivas de futuro. São apresentados os

valores referentes à capacidade instalada e produção relativos às várias tecnologias e para

cada uma das regiões consideradas, assim como o potencial de FER existente em cada uma

destas. É feita ainda uma introdução à Rede Nacional de Transporte (RNT), numa visão de

recurso imprescindível, naquilo que à partilha de eletricidade entre regiões respeita. Dado isto,

faz-se referência ao consumo, ao longo dos últimos anos, para cada região e sector de

atividade considerado, assim como às perspetivas de evolução futura.

No Capítulo 5 é feita uma introdução ao sistema computacional utilizado, referem as

considerações empregues e são dados a conhecer os cenários adotados face aos objetivos do

estudo.

O Capítulo 6 incorpora os resultados obtidos juntamente com a discussão dos mesmos, dados

os diferentes cenários abordados.

O Capítulo 7 aborda as conclusões e o trabalho futuro, contemplando os aspetos e conclusões

considerados mais relevantes e onde são apresentadas melhorias na abordagem utilizada,

face a uma futura análise.

7

2. Estado da Arte

2.1 A Política Energética

O planeamento energético relaciona-se diretamente com o natural processo de desenvolvimento e

com a necessidade da criação de projetos de mitigação6 e de políticas a longo prazo e médio prazo,

para determinada região ou sector, tento em vista uma maior sustentabilidade nas componentes

ambiental e económica.

Os impactos associados à produção de energia, particularmente à luz da ameaça da mudança

climática global, e cuja principal causa se prende com as emissões de GEE associados a centrais

ligadas à produção de energia a partir de combustíveis fósseis, mostram-se cada vez maiores.

Segundo (OCEAN, 2013), a descarbonização do sector energético tem-se mostrado uma prioridade

das políticas energéticas internacionais.

Estabelecido pelo Programa das Nações Unidas para o Meio Ambiente (UNEP) e pela Organização

Meteorológica Mundial (WMO), o Programa Intergovernamental para as Alterações Climáticas (IPCC)

é o organismo internacional de avaliação das mudanças climáticas. Criado em 1988, visa dar a

conhecer ao mundo, numa clara visão científica, assente no atual estado do conhecimento, quais os

potenciais impactos ambientais e socioeconómicos associados às mudanças climáticas (IPCC, 2014).

Como forma de alcançarem uma maior sustentabilidade económica, muitos dos países que procedem

à importação deste tipo de combustíveis, verificam uma necessidade de implementação de medidas

alternativas, das quais se podem destacar, o recurso a FER para produção de energia. Prova disso,

são os muitos países (em particular pertencentes à OCDE) e estados que tentam agora regular os

seus sistemas de energia de forma mais próxima, criando políticas com o objetivo de reduzir as

emissões de GEE e em particular as emissões de CO2. Estas metas contemplam cenários futuros,

inseridos em horizontes temporais que se podem mostrar distintos.

O protocolo de Quioto é um exemplo ilustrativo deste tipo de políticas. Adotado a 11 de Dezembro de

1997 na UNFCCC, em Quioto, no Japão. Este protocolo estipulava que, os países intervenientes

reduzissem as emissões de determinados GEE em pelo menos 5% (e até ao período entre os anos

de 2005 e 2008), relativamente aos valores registados em 1990 (UN, 1998).

Veja-se no caso da UE:

(EC, 2013) refere que, apesar das suas diferenças, os estados membros (UE) têm três metas

políticas comuns: reduzir os encargos financeiros com a energia no que respeita às famílias e aos

negócios (neste último caso como forma de aumentar a “competitividade”), o assegurar de um

fornecimento energético seguro e ininterrupto (“segurança de fornecimento”) e limitar o impacto

ambiental na produção, transporte e utilização da energia (“sustentabilidade”). Em muitos desses

casos, estes objetivos são mais facilmente alcançados quando inseridos em quadros de acção

6

Com o intuito de reduzir ou remediar um determinado impacte ambiental nocivo.

8

conjunta ao nível da UE. Esta é também a razão, pela qual foram aceites pelos chefes de estado ou

de governo os três grandes objetivos a serem alcançados em 2020 (frequentemente referido como

“20-20-20 em 2020”)7: redução dos níveis de emissão de CO2, quando comparados com os

existentes em 1990, o aumento da partilha de fontes renováveis em 20% como parte do mix

energético global da UE, e o aumento da eficiência energética em 20%. Estes objetivos mostram-se

também como metas fulcrais no âmbito da estratégia “Europa 2020”, para um crescimento de

inclusão racional e sustentável.

Estas medidas são muitas vezes estipuladas com base em abordagens integradas, que consideram

tanto a produção de energia (um maior recurso a FER), bem como o papel da “consciência” de

consumo na componente de sustentabilidade. Deverá ainda considerar, a evolução da população e

os hábitos de consumo, como forma a perspetivar o futuro antevendo possíveis cenários.

Naquilo que ao horizonte temporal respeita, estas medidas podem variar, desde o caso acima

exposto, em que se mencionam as metas a atingir para o ano de 2020, até cenários, cujos objetivos

se definem a um maior horizonte temporal.

Segundo (EWEA, 2011), caso estejamos determinados podemos fazer mudanças significativas no

sistema energético nos próximos 40 anos, através da substituição das centrais térmicas em fim de

vida por FER ao longo deste período. Considerando que, uma das grandes vantagens atualmente

ligada à adoção de políticas energéticas, se prende com o facto de nos dias de hoje existirem muitas

mais tecnologias de energias renováveis, quando comparadas com as disponíveis há 40 anos atrás.

Em Julho de 2009, os líderes da UE e do G8 anunciaram o objetivo de reduzir as emissões de GEE

em pelo menos 80% até 2050, relativamente aos valores verificados em 1990, (ECF, 2010).

Figura 2.1 – Redução das emissões de GEE por sector na UE 100% = 1990 (EC, 2011)

A Figura 2.1 ilustra a evolução, em amostras e 5 anos, na redução das emissões dos GEE em 80%

até 2050, em comparação com o ano de 1990, previstas pela UE.

7 Para mais detalhes consultar: (EC, 2010).

9

A tendência superior (Current policy), mostra como esta redução se dará, sob as políticas agora

vigentes. Verifica-se que, o sector elétrico terá um papel preponderante para uma economia de baixo

carbono até 2050. A análise refere a possibilidade do mesmo eliminar as emissões de CO2 na quase

totalidade, neste horizonte, conferindo a substituição parcial de combustíveis fósseis utilizados no

transporte e aquecimento (EC, 2011).

Em linha comum, estes estudos e medidas realçam a emergente necessidade para a criação de

quadros de regulamentação (consultar Secção 2.3.2) no sector da energia e, em particular no sistema

elétrico. Regulamentação esta, diretamente relacionada com projetos de mitigação8 e processos de

desenvolvimento de políticas de longo e médio prazo para uma determinada região, tanto ao nível

global, nacional, regional, como até mesmo local (como sejam: vilas e aldeias).

A IEA refere9 que, a estrutura energética global actual se mostra insustentável. À luz de todos estes

desenvolvimentos, e atendendo à expansão dos mercados de energias renováveis, é pertinente

pensar que, este planeamento, com base numa maior utilização de FER, tomará uma importância

cada vez maior.

2.1.1 Vertentes - Produção e Procura

A criação de políticas e estudos de planeamento energético podem ocorrer no âmbito da

racionalização do consumo e/ou da produção, uma vez que, uma contribuição na diminuição do

consumo, se traduz numa consequente diminuição das necessidades respeitantes à produção. Com

efeito (e ainda que não necessariamente), é possível alcançar uma redução na dependência de

fontes de energia de origem fóssil relativamente àquela que existiria, caso este cenário não se

verificasse.

Relativamente ao setor elétrico, melhoramentos ao nível da eficiência energética na vertente da

procura, levam a uma redução do consumo. No entanto, isto também se traduz num menor valor da

fatura de eletricidade, podendo, desta forma, motivar o efeito reverso (designado por Rebound Effect)

(IEA/OECD, 2013).

Ainda assim, são necessários vários estudos e políticas que assentem na redução deste mesmo

consumo, dos quais se destacam, entre outros:

Sensibilização para o uso consciente e racional da energia elétrica;

Regulamentação para aumento da eficiência térmica de edifícios;

Implementação de tecnologias que permitam a determinados equipamentos operem em

períodos de menor consumo.

De modo a atender a procura energética de todo o mundo, o fornecimento de energia deverá duplicar

até 2050, sendo este o achado mais importante dos cenários de política energética do WEC para o

ano de 2050 (WEC, 2007).

9 Conforme se pode ler em: www.iea.org/topics/renewables

[Acedido: Novembro 2013]

10

A par disto, também para o sector elétrico, e ainda que se adotem medidas de forma a minimizar o

consumo, a existência de um aumento do mesmo ao nível global parece todo evidente.

Desta feita, é também imperativo pensar na gestão da produção de eletricidade a partir de FER como

uma prioridade crescente. A implementação de tecnologias que usem FER, é de todo imprescindível

em políticas e estudos no âmbito de uma produção sustentável, a par da redução de custos

relacionados com estes mercados, em termos económicos, atendendo à relação custo-benefício.

2.1.2. Fases do planeamento

Dado isto, existe a necessidade de se adotarem metodologias (ver Capítulo 3 - Metodologia) com o

objetivo de responder a determinadas imposições ou a cenários previamente estabelecidos, na

vertente do planeamento.

A Figura 2.2 apresente, de forma esquemática, as diferentes fases de operação consideradas no

presente estudo:

Modelo

Objetivos Metodologia Input Modelação Output Análise e Conclusões

Metodologia

PLANEAMENTO ENERGÉTICO

Mais concretamente, para cada uma das fases tem-se:

Caso de estudo, onde é feita a análise do problema e objetivos pretendidos.

Metodologia a implementar, dada a finalidade do estudo;

Recolha e tratamento dos dados a inserir no modelo, de modo a que este possa adotar a

metodologia pretendida;

Modelação (retratada no tópico seguinte: 2.1.3. Modelação), que consiste no

tratamento da informação para posterior inserção e análise por parte do sistema gerador de

modelos adotado (software);

Análise dos resultados devolvidos pelo software. Definição de estratégias e planos de ação

plausíveis de tomar, no âmbito do planeamento energético, dada a sua viabilidade de

aplicação no contexto económico e ambiental.

2.1.3. Modelação

A modelação na sua componente computacional, refere-se à criação de modelos matemáticos e

técnicas da computação. No seu caso particular, quando aplicada aos sistemas energéticos, estas

técnicas contemplam um conjunto de regras e instruções, adotadas numa perspetiva de otimização

dos recursos (dados os custos associados aos mesmos) responsáveis pela produção de energia.

Figura 2.2 – As diferentes fases de operação inerentes ao Planeamento Energético

11

Estes modelos podem contemplar diferentes cenários, nos quais se impõem objetivos futuros ou se

fazem suposições, como forma de progredir numa linha de sustentabilidade futura.

Assim, os sistemas de planeamento energético (software enquadrado neste campo de estudo),

relacionam-se com modelação uma vez que, destes faz parte o cálculo computacional, inerente aos

dados/instruções fornecidas pelo modelo.

2.2 Tecnologias para Geração de Eletricidade

Dadas as necessidades já mencionadas, torna-se inevitável, a longo prazo, o domínio do sistema de

abastecimento de energia no mundo por parte de energias renováveis, pelo que, a humanidade não

pode basear a suas vidas no consumo de recursos fósseis indefinidamente. O atual fornecimento de

energia no mundo é largamente baseado em combustíveis fósseis. Combustíveis estes que não são

ilimitados, tendo já provado ser uma das principais causas relacionadas com problemas ambientais,

que não sendo recentes, cada vez mais se confirmam (EREC, 2010a).

Conforme já constatado, o contínuo avanço tecnológico, aliado ao tempo de vida das centrais

termoelétricas, deixam antever a necessidade da criação de políticas para a definição de metas a

médio e longo prazo, assentes num princípio de desenvolvimento sustentável. Assim, é de prever

que, futuramente, dado o aumento da maturidade tecnológica das mesmas e consequente aumento

na competitividade, estas tecnologias tomem uma relevância cada vez maior no contexto da

produção de eletricidade, sendo, de todo, necessária a sua implementação num estudo planeamento.

Para além do rápido avanço tecnológico verificado nos últimos anos, a força das energias renováveis

reside na diversidade e riqueza das opções tecnológicas e nas suas aplicações, bem como na sua

disponibilidade generalizada. Cada país no mundo tem pelo menos uma fonte de energia renovável

que é significativo (IEA/OECD, 2012b).

A Figura 2.3 ilustra o elevado potencial energético renovável presente no mundo, comparando-o com

a procura existente, reforçando a ideia da necessidade de um contínuo melhoramento ao nível do

aproveitamento dos recursos existentes.

Figura 2.3 – Potencial técnico global para as FER [EJ/ano, Escala log.] (IPCC, 2012)

12

0

50

100

150

200

250

300

2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012

Cap

acid

ade

Inst

alad

a [G

W]

Solar FV Eólica

Ao longo das últimas décadas tem-se verificado uma diminuição do custo da maioria das tecnologias

de FER, e é de esperar que avanços técnicos adicionais resultem em contínuas reduções (IPCC,

2012).

Nesta secção serão abordadas as tecnologias para geração de eletricidade baseadas em FER, em

particular, aquelas verificam atualmente e em termos globais, um maior crescimento no que respeita

à evolução da CI (conforme se verá mais adiante).

Em 2001 o parlamento europeu aprovou uma Diretiva10 com como o intuito de estimular o

investimento em energias renováveis. Pretendia-se assim que, no espaço de uma década, 22,1% da

energia consumida na totalidade dos estados membros da UE tivesse origem em FER.

Este tipo de políticas, realçam a emergente necessidade da penetração de tecnologias baseadas em

FER e a sua importância na conjuntura da sociedade atual, na qual se verificam crescentes

necessidades de consumo, e como forma de reduzir a dependência de fontes de energia de origem

fóssil.

Em 2012 a CI total global de energias renováveis no mundo ultrapassou os 1,740 GW, cerca de 8,5%

superior à existente em 2011, no entanto, neste mesmo ano a produção de energia com origem em

FER apenas representa cerca de 19% de toda a energia consumida, na qual 78,2% tem origem fóssil.

A tecnologia hídrica atingiu um valor estimado de 990 GW, enquanto que, as restantes aumentaram

21,5% excedendo os 480 GW. Globalmente, a energia eólica representou cerca de 39% da

capacidade adicionada em 2012, seguida pela hidroelétrica e solar Fotovoltaica (FV), representando

cada uma destas aproximadamente 26% (REN21, 2013).

A Figura 2.4 apresenta a evolução histórica da CI no mundo para as tecnologias eólica e solar FV,

cujo aumento se tem verificado bastante elevado, em particular nos últimos anos. Tal fato, traduz o

investimento cada vez maior, feito neste tipo de tecnologias, deixando antever um reforço da

produção com origem em FER presente no mix energético.

10

2001/77/CE DO PARLAMENTO EUROPEU E DO CONSELHO de 27 de Setembro de 2001 relativa à promoção da

eletricidade produzida a partir de fontes renováveis no mercado interno da eletricidade;

Verão portuguesa disponível em: http://eurlex.europa.eu/LexUriServ/LexUriServ.do?uri=OJ:L:2001:283:0033:0033:PT:PDF

Figura 2.4 – Evolução da CI global, 2005-2012. Fonte: (REN21, 2013)

13

Relativamente à tecnologia eólica offshore, cujas centrais se localizam em área marítima, tem

aumentado consideravelmente a CI ao longo dos últimos anos. Segundo (EWEA, 2013), a CI para

esta tecnologia no final de 2012, na europa, era de 5GW e espera-se que a mesma venha a ser oito

vezes superior em 2020, atingindo os 40GW. Em 2013 estes valores poderão atingir os 150GW,

representando cerca de 14% de toda a eletricidade consumida na UE.

(Snyder B., et. al., 2008) refere que: grande vantagem desta tecnologia, quando comparada com a

onshore, reside no fato destas operarem com ventos marítimos, mais constantes e de maior

velocidade média. Desta forma, produzem durante um maior período de tempo e a uma carga

superior, podendo levar a um aumento da produção de eletricidade em cerca de 50%, quando

comparando com a eólica tradicional.

À parte destas tecnologias, podemos destacar ainda a Energia Solar Concentrada (ESC) e as

tecnologias baseadas na Energia dos Oceanos (EO), uma vez que também para estas, a evolução da

CI total global se mostra bastante elevada.

Segundo (REN21, 2013), continua a verificar-se um aumento do mercado em 2012 para esta

tecnologia, sendo que, a CI verifica um aumento de 60% quando em comparação com o ano transato,

atingindo 2550 MW. Desde o final de 2007 até 2012, a CI total global aumentou a uma taxa anual

média de aproximadamente 43%.

O recuso solar, no sul da Europa, mostra-se de tal forma influente que, a ESC poderá contribuir em

larga escala para o objetivo europeu da descarbonização do sistema elétrico no horizonte 2050. O

crescimento das centrais ESC associado a um desenvolvimento sustentado e programas de

demostração, pode esperar-se uma redução nos custos de implementação para este tipo de

tecnologia na ordem dos 50-60% nos próximos 10 anos (EASAC, 2011). Dado isto, também a

integração deste tipo de tecnologia se apresenta como uma necessidade num estudo de

planeamento energético.

Relativamente à EO, esta contempla diversas tecnologias distintas (i.e., diferentes modos de

aproveitamento da energia conferida pelos oceanos), como sejam a amplitude e correntes marítimas,

ondas, gradientes térmicos e de salinidade, e turbinas eólicas flutuantes. No entanto, as tecnologias

de energia das ondas são, as mais amplamente utilizadas, uma vez que, a maioria das restantes

ainda se encontram em fase de desenvolvimento (EY, 2013).

Atualmente representa apenas 0,01% de toda a produção de eletricidade oriunda de FER. De acordo

com IEA, a CI total mundial era cerca de 530 MW, dos quais 517 MW provenientes de centrais cujo

funcionamento se baseia na energia das marés. Contudo, e segundo (OCEAN, 2013), a longo prazo,

o acelerado desenvolvimento deste tido de tecnologias poderá oferecer um vasto leque de benefícios.

A título de exemplo, o roteiro para o desenvolvimento da indústria da EO na europa visa o

desenvolvimento e avanço destas tecnologias, dado que permitem a exploração (em particular na

europa) de vastos recursos, como sejam: as ondas, marés e a energia osmótica11. Também a

11 Baseada na diferença de concentração salina existente entre a água do mar e de um rio.

14

integração deste tipo de tecnologias com a rede elétrica de transporte e a possibilitar um alcance de

3.6 GW de CI até 2020 e perto de 188GW até 2050 (EREC, 2010a).

Isto revela a elevada emergência deste tipo de tecnologia, sendo que, a par da ESC pressupõe-se a

necessidade de implementação das mesmas no estudo do planeamento. Desta forma é possível

alargar a abrangência deste estudo, dada também a existência de uma maior quantidade de recursos

disponíveis.

Conforme já mencionado, existe uma real necessidade para a implantação deste tipo de tecnologias.

O aumento desta CI relaciona-se essencialmente com os preços de mercado (i.e., o custo associado

à aquisição de determinada tecnologia), ditando a rentabilidade de cada um dos investimentos. Estes

custos, são amplamente influenciados pela componente industrial, responsável pelas fases de fabrico

e de desenvolvimento tecnológico. Também a implementação de políticas de incentivo ao

investimento, poderão aumentar a rentabilidade destes investimentos a menores horizontes

temporais.

Referindo-se à competitividade das renováveis, a IEA relata12 que: o setor tem demonstrado uma

capacidade para redução dos custos, desde que, estruturas políticas adequadas têm vindo a ganhar

forma e entrado em vigor, estando a sua implantação em rápida expansão. O custo das tecnologias

têm vindo a diminuir, estando a tornar-se competitivo numa cada vez mais ampla gama de

circunstâncias. No entanto, e de uma forma geral, estes custos necessitam de ser reduzidos ainda

mais. Uma vez que, os subsídios sobre os combustíveis fósseis e a falta de uma taxa global sobre o

carbono são ainda barreiras significativas à competitividade das energias renováveis.

As FER e em particular a eólica e solar têm sido mostrados a partir de uma perspetiva de recursos

para ter um potencial significativo para reduzir as emissões de CO�, associadas ao sector elétrico. No

entanto, a intermitência destes recursos é frequentemente referida como uma barreira para a sua

integração em larga escala na rede (Hart E, et al., 2012). A variação na disponibilidade dos recursos

renováveis pode introduzir na rede elétrica problemas de segurança e equilíbrio, associados a

variações em pequenas escalas temporais, introduzindo problemas na qualidade do serviço e, por

outro lado, levando à insuficiente disponibilidade de recursos, face aos períodos de elevado consumo

(Haydt G., et al., 2011).

Neste contexto e dado o ainda elevado número de centrais termoelétricas a operar, surgiu a

necessidade de promover tecnologias para a retenção de CO2. A Captura e Armazenamento de

Carbono (CAC), surgiu como uma tecnologia importante na transição para uma fonte de energia

sustentável a longo prazo (Seebregts A., 2009).

Não se tratando de uma tecnologia para produção de eletricidade, este processo consiste na

separação do CO2 a partir de fontes industriais e ligadas à energia, transporte e armazenamento em

local isolado da atmosfera, sendo uma opção na carteira de mitigação para estabilização das

concentrações de GEE na atmosfera (IPCC, 2005).

12

Conforme se pode ler em: www.iea.org/aboutus/faqs/renewableenergy [Acedido: Setembro 2013]

15

Segundo (Cormos C., et al., 2012), o impacto do aquecimento global pode ser atenuado, em

simultâneo com um fornecimento seguro e a preços razoáveis. Isto, caso diversas opções

tecnológicas sejam tomadas, como o aumento da eficiência na conservação de energia, a

substituição de combustíveis fósseis por FER e o desenvolvimento de tecnologias de CAC em maior

escala.

Ainda que, associada à produção de eletricidade com base em FER existam naturais limitações, em

particular a intermitência, já mencionada, a também natural evolução destas tecnologias, bem como a

redução dos seus custos, torna indispensável a sua implantação, em larga escala, considerando

estudos de planeamento a longo prazo, onde se adotem planos de mitigação e em que se pretenda

reduzir a dependência externa de FERN.

2.3 O Planeamento Energético em Portugal

A par de outros países, alguns dos estudos realizados e que incidem sobre o planeamento

energético, levam à criação de medidas legislativas, que, de certa forma, impõem um conjunto de

regras com o objetivo de assegurar uma maior sustentabilidade neste sector. Também o reciproco se

poderá verificar.

Assim, podemos relacionar os seguintes temas no âmbito de uma causa-efeito:

o Modelação Energética (Estudos anteriormente realizados);

o Legislação Nacional.

De notar no entanto, que nem todos os estudos feitos neste campo levam a alguma alteração na

legislação, podendo destacar como causas um impacto bastante reduzido, ou a inviabilidade

económica associada a determinada medida.

2.3.1. Estudos anteriormente realizados

Para esta secção são destacados dois estudos, uma vez que, à semelhança do presente trabalho, os

modelos criados foram gerados pelo sistema TIMES13 – The Integrated MARKAL-EFOM. De modo

sucinto, podemos definir este sistema como sendo um gerador de modelos, que procura a solução

ótima com base no minino custo, para um sistema energético sobre determinado horizonte temporal.

“Electricity decarbonisation pathways for 2050: a TIMES based approach in closed versus open

systems modeling”

A pesquisa (Amorim F., et al., 2013), tendo como finalidade a análise relativa às oportunidades de

custo-benefício em Portugal Continental, como forma de alcançar a completa descarbonização para o

sector elétrico até 2050.

Considerando a interligação com o sistema elétrico espanhol o principal motor como forma de atingir

um caminho rentável com vista à descarbonização, quando combinado com a implementação de

novas tecnologias para a produção de EE. Deste modo, avalia-se a sua importância, modelando o 13 Abordado em maior detalhe na Secção 5.1

16

sistema elétrico português como sendo isolado ou fazendo parte do sistema ibérico (interligação com

a rede elétrica espanhola).

Em termos conclusivos este estudo revela que:

A modelação com interligação à rede espanhola representa uma oportunidade para que Portugal

possa promover o uso de FER não convencionais, como sejam a eólica offshore e a solar,

melhorando do mesmo modo a relação custo-benefício relativo à produção de eletricidade, através do

aumento do FC médio anual (ver Figura 2.5). Assim, é de esperar um impacto significativo na criação

de um sistema elétrico sustentável, conduzindo a uma maior viabilidade económica.

Figura 2.5 – Fator de capacidade médio anual para os sistemas fechado e aberto [%] (Amorim F., et al., 2013)

Uma vez que Portugal apresenta um elevado potencial para FER, pode, a longo prazo (conforme se

observa na Figura 2.6), proceder a exportação. Desta forma, a modelação de Portugal como um

sistema isolado pode levar a um baixo investimento e consequentemente a uma subutilização do

potencial no país no que respeita a FER, reduzindo a viabilidade económica dos investimentos.

Figura 2.6 – Importação e exportação médios anuais relacionados com o MIBEL (Amorim F., et al., 2013)

Este estudo refere ainda que:

Em resposta aos emergentes desafios por uma economia de baixo carbono, os governos não devem

adotar medidas que se prendam com um isolamento dos seus sistemas energéticos. Um investimento

em ligações fronteiriças, bem com o reforço da rede de transporte ao nível interno poderá contribuir

para uma melhor relação custo-benefício ao nível da geração de eletricidade proveniente de FER,

Sistema

fechado

Sistema

aberto

Importação

Exportação

17

bem como para o atingir de objetivos internos ao nível dos mercados energéticos. As infraestruturas

de transmissão beneficiam a integração das energias renováveis, uma vez que, os mercados-alvo

para as diversas fontes existentes tomam uma maior abrangência. Isto pode de certo modo reduzir,

tanto as exigências com a capacidade de armazenamento, quanto os custos de integração na rede,

de eletricidade com origem em FER.

“The impact of demand side management strategies in the penetration of renewable electricity”

A intermitência inerente à maioria das FER quando a eletricidade proveniente destas fontes

representa grande parte da EE gerada, pode originar problemas ao nível da rede elétrica. Estes

problemas poderiam ser atenuados com tecnologias de armazenamento, muitas das vezes são

inexistentes ou cuja implementação comporta elevados custos.

Deste modo, e como solução alternativa a estas mesmas tecnologias de armazenamento, o estudo

(Pina A., et al., 2011a) procura encontrar estratégias de gestão na vertente do consumo de

eletricidade. Este estudo é aplicado à ilha das Flores (arquipélago dos Açores), caracterizada por

uma elevada produção de eletricidade proveniente de FER, face à produção total. A redução destes

mesmos consumos permitem alcançar uma maior eficiência e flexibilidade na gestão da rede, como

forma de melhorar a conjugação entre a produção e o consumo.

A análise feita para a procura contempla os seguintes cenários:

i. Eficiência geral

Esta pressopõe uma redução da procura em cerca de 50% face à estimada através de regressão

linear.

ii. Ausência de standby power

Considera a inexistência consumo elétrico por parte dos dispositivos domésticos, quando estes

apenas se encontram ligados à rede, não estando a ser utilizados. Estima-se que este consumo

seja responsável por cerca de 5% do consumo total para este sector em Portugal. Este objectivo

passa por sensibilizar a população em geral, ou pela introdução de novas tecnologias nas quais

este consumo não se verifique.

iii. Procura dinâmica

Permite operar remotamente diferentes equipamentos (em particular as máquinas de lavar/secar

roupa e de lavar louça) por parte do operador de rede, em períodos mais convenientes

(normalmente períodos de menor consumo). Caso a implementação deste cenário se verifique,

este apenas se validará o a partir de 2013 inclusive.

Dada a conjugação entre os diferentes cenários que se pode observar na Figura 2.7, o modelo

deverá escolher se deverá ser instalada uma nova capacidade e quando deverá esta de ocorrer. Este

modelo terá como graus de liberdade a instalação de nova capacidade hídrica e eólica, uma vez que

cerca de 54% de toda a produção referente a 2009 provinha destas fontes.

18

Sim

Relativamente à nova capacidade hídrica a instalar, o modelo TIMES considerará entre geradores de

1040kW, 1600kW ou ambos, enquanto que, para a eólica apenas poderá ser instalada uma

capacidade de 600kW, correspondente a duas turbinas de 300kW cada. Estes constrangimentos na

implantação de CI renovável prendem-se essencialmente com constrangimentos da rede elétrica e

disponibilidade de recursos, conforme se faz referência.

As Tabelas 2.1 e 2.2 mostram a evolução desta mesma capacidade de acordo com cada um dos

cenários.

Tabela 2.1 - Nova CI total para a tecnologia hídrica [kW] (Pina A., et al., 2011a)

Cenário

2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018

1 1600 1600 2640 2640 2640 2640 2640 2640

2 1600 1600 1600 1600 2640 2640 2640 2640

3 1600 1600 1600 2640 2640 2640 2640 2640

4 1600 1600 1600 1600 2640 2640 2640 2640

5 1600 1600 1600 1600 1600 1600 1600 1600

6 1600 1600 1600 1600 1600 1600 1600 1600

7 1600 1600 1600 1600 1600 1600 1600 1600

8 1600 1600 1600 1600 1600 1600 1600 1600

Tabela 2.2 - Nova CI total para a tecnologia eólica [kW] (Pina A., et al., 2011a)

Cenário

2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018

1 1600 1600 2640 2640 2640 2640 2640 2640

2 1600 1600 1600 1600 2640 2640 2640 2640

3 1600 1600 1600 2640 2640 2640 2640 2640

4 1600 1600 1600 1600 2640 2640 2640 2640

5 1600 1600 1600 1600 1600 1600 1600 1600

6 1600 1600 1600 1600 1600 1600 1600 1600

7 1600 1600 1600 1600 1600 1600 1600 1600

8 1600 1600 1600 1600 1600 1600 1600 1600

Mostra-se que, esta gestão na ótica do consumo, possibilita um significativo atraso no

investimento em renováveis, uma vez que promove um melhor aproveitamento da CI existente.

2.3.2. Política energética

Existem no panorama nacional várias medidas de planeamento energético, e cuja existência se

prende com uma crescente necessidade da melhoria da eficiência e do uso racional da energia.

Não

Não Não

Não Não Não Não Sim Sim Sim Sim

Sim

1 2 3 4 5 6 7 8

Eficiência Geral

Ausência de Standby Power

Procura Dinâmica

Figura 2.7 – Cenários considerados para a gestão na vertente do consumo (Pina A., et al., 2011a)

19

Em particular, o RNBC, cuja elaboração foi determinada pela (RCM n.º 93/2010)14

, de 26 de

Novembro, tem como objetivo o estudo da viabilidade técnica e económica de trajetórias de redução

das emissões de GEE em Portugal, conducentes a uma economia de baixo carbono até 2050 (APA,

2012a).

Aprovado pelo estado português em 2007, também o PNBEPH se coloca no quadro das medidas

previstas para a redução dos níveis de CO2 e da dependência energética externa. Esta, tem como

objetivo, o identificar e definir de prioridades para os investimentos a realizar em aproveitamentos

hidroelétricos no horizonte 2007-2020, contribuindo para o cumprimento do objetivo estabelecido pelo

Governo, relativamente à produção de energia a partir de fontes renováveis no horizonte de 2020,

redução da dependência energética externa e e redução das emissões de CO2 (INAG, et. al, 2007).

De entre este conjunto, podemos ainda destacar o PNAEE e PNAER, que resultam da Resolução do

Conselho de Ministros (RCM n.º 20/2013, de 10 de Abril)15

, no quadro das metas europeias, em

particular os objetivos para 2020 (já mencionados), previstos na Diretiva europeia n.º 2009/28/EC.

Estes são instrumentos de planeamento, estabelecendo o modo de alcançar as metas e os

compromissos internacionais assumidos por Portugal em matéria de eficiência energética e no uso de

FER para produção de eletricidade, nomeadamente o cumprimento das metas europeias «20-20-20».

Têm como objetivo a criação de modelos energéticos assentes na racionalidade económica e

sustentabilidade, por um lado, através da conjugação da adoção de medidas de eficiência, e da

utilização de energia proveniente de FER e, por outro, reduzindo os sobrecustos que ditam o preço

da energia. Considera-se ainda a contribuição do sector energético para a redução dos GEE,

facilitando os processos de decisão envolvendo investimentos em eficiência energética ou na

promoção do uso de energias renováveis.

De forma sucinta, podemos definir estas medidas como:

RNBC – Roteiro Nacional de Baixo Carbono

Além do já mencionado, este estudo aponta ainda orientações estratégicas para os vários setores de

atividade, em linha com outros documentos, servindo de elemento de informação e apoio à

elaboração dos futuros planos nacionais de redução de emissões, em particular, do Plano Nacional

para as Alterações Climáticas 2020 (PNAC 2020)16 e dos Planos Setoriais de Baixo Carbono

(PSBC)17

.

A visão subjacente ao RNBC está alinhada com o objetivo da UE, de reduzir as emissões de GEE em

80-95% em 2050, face aos níveis de 1990, no sentido de concretizar uma transição para uma

economia competitiva e de baixo carbono. De referir ainda que, esta visão de longo prazo se

encontra, no curto e médio prazo, enquadrada pelos objetivos energia-clima adotados em 2009, parte

integrante da Estratégia Europa 2020 para um crescimento inteligente, sustentável e inclusivo, no

qual se inclui a já mencionada meta «20-20-20».

14

Pode ser consultado em: http://www.adene.pt/sites/default/files/0534905351.pdf 15

(RCM, 2013) 16

Disponível para consulta em: http://www.apambiente.pt/index.php?ref=16&subref=81&sub2ref=117&sub3ref=302 17 Disponível para consulta em: http://www.apambiente.pt/index.php?ref=16&subref=81&sub2ref=117&sub3ref=303

20

PNBEPH – Plano Nacional de Barragens de Elevado Potencial Hidroelétrico

Constitui um importante elemento da política energética nacional, contribuindo para o cumprimento

das metas atribuídas a Portugal para o ano de 2020 pela Diretiva Comunitária n.º 2009/28/CE, bem

como para a redução da dependência energética nacional.

Inicialmente, tem como meta atingir uma CI hidroelétrica nacional superior a 7000 MW em 2020, em

que, os novos grandes aproveitamentos hidroelétricos a implementar deverão assegurar valores de

potência instalada adicional da ordem de 2000 MW, contribuindo desta forma para o cumprimento do

objetivo estabelecido pelo Governo em termos de produção de energia com origem em fontes

renováveis para o ano 2020, redução da dependência energética nacional e redução das emissões

de CO2.

A elaboração deste Programa compreende um conjunto de estudos e procedimentos a desenvolver

em duas fases sequenciais, Fase A: elaboração do Projeto de Programa, bem como o respetivo

Relatório Ambiental; e a Fase B, corresponde ao desenvolvimento do processo de participação

pública, incluindo a preparação de documentos de divulgação, a elaboração do respetivo Relatório de

Consulta e a integração dos resultados desse processo nos documentos finais – Programa e

Declaração Ambiental, constantes no Decreto-Lei (DL) n.º 232/2007 de 15 de Junho.

PNAEE – Plano Nacional de Ação para a Eficiência Energética

Esta medida foi revista, sendo o principal objetivo do novo PNAEE o de projetar novas ações e

metas para 2016, integrando as preocupações relativas à redução de energia primária para o

horizonte de 2020, constantes da Diretiva n.º 2012/27/UE, do Parlamento Europeu, relativa à

eficiência energética.

Assim, o PNAEE 2016, prevê uma poupança induzida de 8,2%, próxima da meta indicativa definida

pela UE de 9% de poupança de energia até 2016. Os contributos na redução dos consumos

energéticos estão distribuídos pelos vários setores de atividade, abrangendo as seguintes áreas:

o Transportes;

o Residencial e Serviços;

o Indústria;

o Estado;

o Comportamentos e Agricultura.

Estas áreas agregam um total de 10 programas, com um leque de medidas de melhoria da eficiência

energética, orientadas para a procura energética, visando alcançar os objetivos propostos.

PNAER – Plano Nacional de Ação para as Energias Renováveis

Definido em função do cenário atual do excesso de oferta decorrente de uma redução da procura, de

forma a adequar e a mitigar os custos inerentes, tendo por objetivo principal rever o peso de cada

uma das FER no mix energético nacional e as respetivas metas de incorporação a atingir em 2020,

21

de acordo com o seu custo de produção (levelized cost of energy) e consequente potencial de

funcionamento em regime de mercado.

Para tal, identifica e descreve medidas especificas para cada um destes, bem como medidas gerais,

de modo a alcanças os compromissos globais nacionais. Assim, no que respeita as energias

renováveis, o PNAER 2020, prevê uma quota de eletricidade de base renovável de cerca de 60%, tal

como a meta global a alcançar para o valor da energia proveniente de FER presente no consumo

final bruto, que deverá situar-se em cerca de 35%.

Estas novas linhas gerais têm como base a premissa de que Portugal deve ser um país

energeticamente eficiente e independente, ou seja, um país competitivo. Deste modo, o PNAER 2020

estabelece as trajetórias de introdução de FER em três grandes sectores:

o Aquecimento e arrefecimento;

o Eletricidade;

o Transportes.

O estabelecimento de um horizonte temporal de 2020 para efeitos de acompanhamento e

monitorização do impacto estimado no consumo de energia primária, permite perspetivar,

antecipadamente, o cumprimento das novas metas assumidas pela UE, de redução de 20% dos

consumos de energia primária até 2020. Isto em linha com o objetivo global já mencionado e também,

de redução no consumo de energia primária de 25% e em particular uma redução de 30% para a

Administração Pública. Deste modo é expectável que se continue a verificar uma evolução favorável

da meta global, de utilização de FER no horizonte 2013 -2020 (Fonte: ADENE)18.

18 Conforme se poderá ler em: http://www.adene.pt/programa/pnaer-2020-plano-nacional-de-acao-para-energias

[Acedido: Setembro 2013]

22

3 Metodologia

Pretende-se adotar uma metodologia de elevada resolução tanto no campo espacial como temporal.

O aumento da resolução ao nível geográfico visa munir o modelo de informação em maior detalhe

acerca dos consumos existentes em cada região, a par do FC existente, de modo a estimar a futura

produção de eletricidade a partir de FER.

Dada a dinâmica do sistema elétrico e de modo a otimizar a gestão entre a produção e o consumo,

torna-se imperativo estimar ambas estas grandezas a resoluções temporais superiores às

normalmente disponibilizadas (média anual). Desta feita, consideram-se também o consumo e

produção horários em dias característicos, para os diferentes sectores de atividade (como sejam:

Residencial, Industrial e Comércio e Serviços), e tecnologias para produção de eletricidade baseadas

em FER.

3.1 Componente Espacial

Como é sabido, diferentes regiões distinguem-se por diferentes quantidades de consumo, bem como

pelos diferentes recursos e características climáticas existentes, entre outros.

No caso do consumo total, esta diferença pode ser explicada em parte pela diferença nos valores

registados para o número de habitantes existentes em cada uma das regiões consideradas (ver

Tabela 4.1), bem como pela distribuição do consumo ao nível dos diferentes setores.

Os modelos espaciais são munidos de dados de entrada, específicos, ao nível geográfico

(Schardinger I., et al., 2007). A metodologia, na sua vertente espacial, contempla uma desagregação

de dados a nível regional, conduzindo a um aumento da resolução espacial para o caso em estudo.

A implementação de uma desagregação, visa identificar geograficamente o uso e produção de

eletricidade, (Nelson, J., et al., 2012). Deste modo é possível estimar o potencial para a produção de

eletricidade a partir de FER (em particular a eólica, hídrica e solar), quer no âmbito climático, quer nos

recursos materiais, bem como conhecer a distribuição geográfica da procura. Pretende-se encontrar o

menor custo de investimento em tecnologias para produção de eletricidade (em particular eólica e

solar), garantindo uma resposta adequada às necessidades, impostas pela procura. Isto com base

num maior aproveitamento das potencialidades existentes em cada uma das frações regionais,

considerando a contribuição de cada uma num planeamento que se quer ao nível global.

Mais recentemente, o estudo (Vailancourt K., et al., 2013) introduz também um modelo multi-regional

no estudo do sistema energético canadiano. Inserido num horizonte temporal de 2050, pretende-se

manter um elevado nível de detalhes de base de dados, considerando um cenário de referência e

quatro outros alternativos. Estes últimos, correspondendo a um baixo/elevado preço para os

combustíveis fósseis, e a uma lenta/rápida tendência de crescimento socioeconómico.

Os Subcapítulos 4.2 e 4.3 contemplam valores para a CI, produção, e consumo de eletricidade, para

cada uma das regiões consideradas na desagregação. O modelo (abordado na Secção 5.1) será

23

assim munido de um acréscimo na densidade de informação, com respeito a um fator geográfico. Em

particular, conhecida a CI e produção é possível estimar a produção futura por meio de um FC. Deste

modo, obter um maior aproveitamento dos recursos disponíveis.

Fazendo uma analogia ao nível dos elementos finitos, poderíamos comparar este aumento de

resolução espacial a um refinamento da malha em causa.

3.2 Componente Temporal

De modo a atender toda a procura, torna-se necessário manter os níveis de produção superiores aos

valores de consumo.

No entanto, a eletricidade produzida não deverá ser significativamente superior àquela que é

consumida, uma vez que, e considerando a inexistência de dispositivos que permitam o

armazenamento da produção excedente, isto resultará num aumento dos custos de produção (Anjum

T., Peak Electricity Demand and the Feasibility of Solar PV in the Greater Boston Area, 2013).

(Haydt G., et al., 2011) refere que, devido à sua natureza, existe uma variação na disponibilidade dos

recursos naturais a várias escalas temporais, escalas estas que se podem enquadrar dos segundos

à décadas, sendo mais ou menos relevantes, consoante a FER a que se referem, caracterizando, de

forma qualitativa, a dinâmica dos recursos renováveis, conforme se mostra na tabela Tabela 3.1.:

Tabela 3.1 - Caracterização qualitativa da dinâmica dos recursos renováveis (Haydt G., et al., 2011)

Recurso/Escala temporal Hora Dia Sazonal Ano Década

Hídrica (Albufeira) O + + + +

Hídrica (Fio d’água) + + + + +

Solar O + + + O

Eólica + + + + O

Geotérmica - - - - O

Biomassa - - O O O

Marés + + + O O

Ondas + + + O O

+ (importante), O (médio), - (não importante)

Desta feita, e numa ótica de aumento da resolução temporal, torna-se necessário estimar ambas as

quantidades de produção e procura de EE a períodos de tempo inferiores aos normalmente

disponibilizados. Os valores de referência relativos a estas grandezas (e na grande maioria dos

casos) apresentam-se em média anual, no entanto, as mesmas variam a todo o instante. Assim,

surge a necessidade de se adotarem “curvas” de produção e de procura. Curvas estas, obtidas de

forma estatística, baseadas em estimativas, com origem nos perfis relativos à evolução de cada uma

destas grandezas para o período de um ano. Mais concretamente, a presente metodologia

implementa uma quantidade máxima de resolução temporal correspondente a períodos de uma hora.

(Nelson J., et al., 2012) destaca a importancia da implementação de resolução temporal num estudo

de planeamento, como forma de simular a dinâmica do sistema eléctrico, analizando a variação de

carga ao longo de de cada período.

24

Uma vez que, para a maioria das FER, tanto a procura como a produção dependem amplamente de

fatores climáticos, torna-se necessário estimar estes valores para cada uma das quatro estações do

ano. Tome-se como exemplo, as necessidades de refrigeração/aquecimento, bem como a

intermitência associada a algumas19 das FER, no que concerne ao consumo e produção

respetivamente. No caso particular do consumo, este varia ainda com o dia da semana, uma vez que,

mostra comportamentos distintos para cada uma destes períodos, com relação aos diferentes

sectores de atividade.

As metodologias actualmente utilizadas não são as mais adequadas, considerando a modelação de

cenários a longo prazo para a dinâmica horária existente entre a produção e a procura (Pina A., et al.,

2011b),. Assim, deve considerar-se ainda uma dinâmica de oferta e procura sazonal e diária.

Também o estudo (Pina A., et al., 2013) se baseia na mesma metodologia, de forma a encontrar

alternativas a que conduzam a uma elevada penetração de FER no sistema elétrico, em particular

para Portugal Continental.

A Figura 3.2 apresenta as curvas de consumo horárias num dia típico para os setores de atividade

considerados:

Deste modo e atendendo a cada um dos setores20

de atividade e tecnologias21

, consideram-se os

seguintes perfis horários para cada uma das estações do ano, no que respeita ao consumo e

produção de eletricidade, respetivamente:

o Dia típico de semana;

o Sábado;

o Domingo.

Com efeito, obtemos um total de 12 dias de referência e 12x24=288 períodos horários distintos ao

longo do ano, num total de 24x365=8760. Em particular para as tecnologias de geração, consideram-

se 24x4=96 períodos, dado que, no que respeita à produção, não existe uma distinção entre os dias

da semana. 19

Em particular para as fontes solar e eólica, cuja sua disponibilidade é fortemente condicionada pelos fenómenos climáticos. 20

Ver Subcapítulo 4.3 21 Onde se incluem: Eólica Onshore, Eólica Offshore, Solar FV, Solar Concentrada e Ondas.

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23

Co

nsu

mo

Doméstico Indústria Comércio e Serviços

Figura 3.2 – Variação do consumo ao longo de um dia de semana típico de Primavera

25

Uma vez que, a fração correspondente a cada um destes períodos para um intervalo de tempo de um

ano é distinta, o seu peso terá e ser ponderado na contribuição total.

A distinção feita, analisando o consumo por setor de atividade dado o uso de diferentes curvas de

procura, prende-se com o fato do consumo existente para cada setores ser apresentar pesos distintos

na contribuição do consumo total, quando consideradas diferentes regiões (ver Figura 4.15 – pg. 49).

As Figuras 3.1 e 3.2 apresentam os perfis de consumo e de produção para um dia típico de

Primavera em Portugal Continental (Amorim F., et al., 2013).

Em suma, pretende-se otimizar a interação produção-consumo, analisando a variação horária da

quantidade de eletricidade produzida/consumida, como forma de aproximação à taxa de variação

temporal destas mesmas grandezas, para dias de referência distintos ao longo do ano. Em particular,

minimizando a quantidade de energia excedente, garantindo simultaneamente, os níveis de produção

suficiente face aos períodos de maior consumo (picos de consumo).

0

20

40

60

80

100

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23

Pro

du

ção

- %

CI

Eólica Solar FV

Figura 3.2 – Variação da produção num dia de semana típico de Primavera (Amorim F., et al., 2013)

26

4 Caso de Estudo – Portugal Continental

Portugal Continental compreende 89 089 km² de área territorial, e tem atualmente cerca de

10 047 621 habitantes e dezoito distritos que constituem divisões administrativas.

Considerou-se para este estudo uma desagregação regional de (Portugal Continental)22 a nível

distrital, pelo que desta forma obtemos a quantidade de regiões mencionadas, cada uma destas

correspondente a um distrito.

De seguida, apresenta-se a nomenclatura adotada para cada uma das regiões, bem como a

localização e distribuição geográfica das mesmas (Figura 4.1).

1. AVE: Aveiro

2. BEJ: Beja

3. BRA: Braga

4. BGN: Bragança

5. CAB: Castelo Branco

6. COI: Coimbra

7. EVO: Évora

8. FAR: Faro

9. GUA: Guarda

10. LEI: Leiria

11. LIS: Lisboa

12. PTL: Portalegre

13. POR: Porto

14. SAN: Santarém

15. SET: Setúbal

16. VCA: Viana do Castelo

17. VRE: Vila Real

18. VIS: Viseu

Seguem-se algumas considerações geográficas e demográficas respeitantes a cada uma destas

regiões.

Área Territorial e Demografia

De modo a estudar a procura/produção em termos relativos, torna-se necessário conhecer algumas

das características geográficas e demográficas de cada uma destas regiões.

A Tabela 4.1 apresenta algumas características geográficas e demográficas consideradas relevantes,

dado o caso em estudo.

22 Por simplificação, também apenas designado por Portugal neste texto.

Figura 4.1 – Discretização geográfica considerada

27

Tabela 4.1 – Área territorial, Comprimento da Linha Costeira e nº de habitantes em Portugal (Fonte: CAOP a, INE b)

Distrito Área Territorial

a

[�� ] [%]

Linha Costeira a

[�� ] [%] População [Hab.]

b

Dens. Populacional

[�º ��/�� ]

AVE 2 801 3,1 64 6,1 714 200 255

BEJ 10 263 11,5 70 6,7 152 758 15

BRA 2 706 3,0 14 1,3 848 185 313

BGN 6 599 7,4 --- --- 136 252 21

CAB 6 627 7,4 --- --- 196 264 30

COI 3 974 4,5 60 5,7 430 104 108

EVO 7 393 8,3 --- --- 166 726 23

FAR 4 997 5,6 298 28,4 451 006 90

GUA 5 535 6,2 --- --- 160 939 29

LEI 3 506 3,9 123 11,7 470 930 134

LIS 2 816 3,2 127 12,1 2 250 533 799

PTL 6 084 6,8 --- --- 118 506 19

POR 2 332 2,6 79 7,5 1 817 172 779

SAN 6 718 7,5 --- --- 453 638 68

SET 5 214 5,9 177 16,9 851 258 163

VCA 2 219 2,5 36 3,4 244 836 110

VRE 4 307 4,8 --- --- 206 661 48

VIS 5 010 5,6 --- --- 377 653 75

PC 89 102

1 048

10 047 621 113

Desta forma, recorreu-se à Carta Administrativa Oficial de Portugal, de Março de 2012 (CAOP, Fonte:

IGEO23), com o auxílio de um SIG24. Com efeito, foi possível calcular área territorial de cada um dos

distritos, bem como o comprimento da orla costeira.

Considera-se ainda a população residente em cada uma das regiões em 2011 (Fonte: INE – Instituto

Nacional de Estatística, 2011)25. Esta análise prende-se com a necessidade de conhecer o consumo

médio per capita, para o caso em que se pretendam analisar cenários distintos, que contemplem uma

mobilização da população entre as diferentes regiões.

Relativamente ao número de habitantes, é de esperar que o mesmo se relacione diretamente com os

níveis de consumo de eletricidade registados em cada distrito (ver Figura 4.15 – pg. 49), enquanto

que os valores referentes à Área Territorial e Linha Costeira poderão ser relacionados com a

Capacidade Instalada (CI) limite a atribuir a cada uma das regiões.

Vizinhança Fronteiriça

Pela análise da Figura 4.1, podemos construir a matriz simétrica de fronteiras interdistritais (Tabela

4.2), na qual se mostram todas as conexões passíveis de serem efetuadas entre distritos adjacentes,

com vista ao transporte de eletricidade, e como forma de estudar o fluxo existente, dadas as trocas

de energia efetuadas, considerando também a possibilidade de ligações transfronteiriças com a

vizinha Espanha. 23 Disponível no seguinte endereço : http://www.ine.pt/scripts/flex_definitivos/Main.html [Acedido: Novembro 2013] 24

Sistema de Informação Geográfica;

GIS na nomenclatura inglesa. 25 Disponível para consulta em: http://www.ine.pt/scripts/flex_definitivos/Main.html

[Acedido: Novembro 2013]

28

A importância desta tabela prende-se com a verificação da de uma vizinhança entre distritos, com o

intuito de criar tecnologias que simulem a troca de eletricidade entre os mesmos. Desta forma, poder-

se-ão considerar também ligações até então inexistentes.

Nota:

Os dados/valores apresentados no presente capítulo, e sempre que não seja apresenta informação em contrário,

dizem respeito a Portugal Continental.

4.1 O Sistema Elétrico Nacional26 (SEN)

De acordo com a Lei Base da Eletricidade (LBE), o SEN divide-se em seis grandes áreas: Produção,

Transmissão, Distribuição, Comercialização, Operação do Mercado Elétrico e Operações Logísticas

facilitadoras da transferência entre comercializadores pelos consumidores. Salvo determinadas

exceções, cada uma destas áreas é operada independentemente, quer do ponto de vista legal,

organizacional ou decisório.

As atividades do sector elétrico devem ser desenvolvidas de acordo com princípios de racionalidade e

eficiência na utilização de recursos ao longo de toda a cadeia de valor (i.e., desde a produção de

eletricidade até ao seu consumo final) e de acordo com os princípios de concorrência e

sustentabilidade ambiental, com o objetivo de aumentar a concorrência e eficiência no SEN, sem

prejuízo das obrigações de serviço público.

De seguida apresenta-se uma caracterização mais detalhada para cada uma das grandes áreas

acima referidas.

Produção

26 Fonte: EDP (exceto Figura 4.2 – p.31)

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 E

1 X X X 2 X X X X 3 X X X X 4 X X X X 5 X X X X X X 6 X X X X X 7 X X X X X 8 X X 9 X X X X X 10 X X X X 11 X X 12 X X X X 13 X X X X 14 X X X X X X 15 X X X 16 X X 17 X X X X 18 X X X X X E X X X X X X X X X X

Tabela 4.2 – Matriz fronteiriça interdistrital e internacional

29

A produção de eletricidade está sujeita a licenciamento sendo desenvolvida num contexto de

concorrência e dividindo-se em dois regimes: regime ordinário e regime especial. O regime especial

corresponde à produção de eletricidade a partir de fontes endógenas e renováveis (à exceção das

grandes centrais hidroelétricas – grande hídrica). A produção inserida neste tipo de regime está

sujeita a diferentes requisitos de licenciamento e beneficia de tarifas especiais. O comercializador de

último recurso, atualmente a EDP – Energias de Portugal, Serviço Universal, está obrigado a comprar

a energia produzida sob o regime especial Português. O regime ordinário abrange todas as restantes

fontes.

Transmissão

A atividade de transmissão de eletricidade é desenvolvida pela Rede Nacional de Transporte (RNT),

ao abrigo de uma concessão exclusiva atribuída pelo Estado Português. Esta concessão está

atualmente concedida à REN - Rede Elétrica Nacional, S.A., de acordo com o artigo n.º 69 do DL

29/2006, e no seguimento da atribuição de concessão à REN Rede Elétrica constante do artigo n.º 64

do DL 182/95 de 27 de Julho.

No âmbito desta concessão, a REN é responsável pelo planeamento, implementação e operação da

rede nacional de transmissão, da infraestrutura associada e de todas as interconexões e outras

facilidades necessárias à operação da Rede Nacional de Transporte (RNT). A concessão também

prevê que a REN coordene as infraestruturas do SEN de modo a garantir a operação integrada e

eficiente do sistema, bem como a continuidade e segurança no abastecimento de eletricidade.

Distribuição

A distribuição de eletricidade no âmbito da Nova LBE tem por base a rede nacional de distribuição,

que consiste na rede de média e alta tensão, e ainda as redes de distribuição de baixa tensão.

Esta rede é operada através de uma concessão exclusiva atribuída pelo Estado Português e cujos

termos se encontram estabelecidos Os termos da concessão estão estabelecidos no DL n.º

172/2006. Esta concessão garante o direito de operar a rede nacional de distribuição e está atribuída

à subsidiária do grupo EDP, EDP Distribuição, conforme o artigo n.º 70 do DL n.º 29/2006, em

resultado da conversão da licença detida pela EDP Distribuição, ao abrigo da Antiga LBE.

As redes de distribuição de baixa tensão continuam a ser operadas ao abrigo de acordos de

concessão firmados mediante concurso público lançado pelos municípios. Com vista a cumprir os

requisitos do novo regime conforme definido no DL n.º 172/2006, os acordos de concessão

atualmente existentes deverão ser mantidos ou aditados.

Comercialização

A comercialização de eletricidade está aberta à concorrência, sujeita apenas a um regime de

licenciamento, sendo que os comercializadores podem comprar e vender eletricidade livremente.

Neste sentido, têm o direito de aceder às redes de transmissão e distribuição mediante o pagamento

30

de tarifas de acesso fixadas pela ERSE - Entidade Reguladora dos Serviços Energéticos, uma

entidade pública independente.

Em condições de mercado, os consumidores são livres de escolher o seu fornecedor, sem qualquer

encargo adicional com a mudança de comercializador. Uma nova entidade, cuja actividade será

regulada pela ERSE, deverá ser criada para supervisionar as operações logísticas facilitadoras da

mudança de fornecedor por parte dos consumidores.

A Nova LBE enumera certas obrigações de serviço público para os comercializadores, com vista a

assegurar a qualidade e continuidade do fornecimento, bem como a proteção do consumidor no que

respeita a preços, tarifas de acesso e disponibilização de informação em termos simples e

compreensíveis.

Operação do Mercado

Os mercados de eletricidade organizados em Portugal deverão ser integrados noutros mercados de

eletricidade organizados, estabelecidos entre Portugal e qualquer Estado membro da UE. Os

produtores de eletricidade a operar em regime ordinário e os comercializadores, entre outros, podem

tornar-se membros desse mercado.

O MIBEL – Mercado Ibérico de Eletricidade, está totalmente operacional desde 1 de Julho de 2007,

com transações diárias tanto em Portugal como em Espanha, incluindo o mercado a prazo, já em

funcionamento desde Julho de 2006.

O MIBEL tem atualmente dois operadores de Mercado:

o OMEL, o operador do Mercado espanhol, que gere as transações à vista;

o OMIP, atualmente operado por Portugal, gere as transações a prazo do MIBEL.

Conforme acordado em 1 de Outubro de 2004 pelos governos Português e Espanhol, está prevista a

fusão do OMEL e OMIP num único operador de mercado, o OMI – Operador de Mercado Ibérico.

Os mercados de eletricidade não organizados consistem em contractos bilaterais entre entidades do

MIBEL, liquidados com entrega física ou por diferença, estando sujeitos a aprovação pela ERSE, em

Portugal.

A operação dos mercados de eletricidade organizados está sujeita a uma autorização conjunta do

Ministro das Finanças e do Ministro responsável pelo sector de energia. A entidade gestora dos

mercados organizados está igualmente sujeita a autorização do Ministro responsável pelo sector de

energia e, quando requerido por lei, pelo Ministro das Finanças.

Operações Logísticas na Mudança de Comercializador

Em condições de Mercado, os consumidores são livres de escolher o seu fornecedor/comercializador

de eletricidade, estando ainda isentos de qualquer custo aquando do processo de mudança do

mesmo. No sentido de gerir este processo, o qual implicará a gestão de leitura de eletricidade e de

31

contador, será criada uma entidade, o Operador Logístico de Mudança de Comercializador - OLMC.

Esta deverá ser uma entidade independente das restantes entidades inerentes ao SEN, quer do

ponto de vista legal, como organizacional e decisório.

A transmissão, distribuição e comercialização de último recurso, bem como a logística e os termos

aplicáveis às operações de mudança de comercializador e a gestão dos mercados organizados estão

sujeitas à regulação da ERSE.

A legislação aplicável a esta atividade não foi ainda desenvolvida. Contudo, até à criação da OLMC, a

ERSE determinou que a gestão da logística para mudar de comercializador deverá ser conduzida

pelo operador da rede de distribuição de média e alta tensão, atualmente a EDP Distribuição.

Na figura abaixo, mostra-se o esquema do SEN e a respetiva cadeia de valor, mostrando.se a

interligação existentes entre cada uma das respetivas áreas (quer no campo da dependência de

recursos, quer na regulamentação).

Este esquema pode ser encontrado em maior detalhe no Anexo A - Figura AA, na qual de mostram

ainda as palavras-chave referentes a cada uma das áreas mencionadas.

4.2 Recursos de Geração de Eletricidade

Portugal é um país limitado quanto à disponibilidade das fontes de energia mais vulgares, as

chamadas Fontes de Energia Não Renovável (FENR). Até à data, Portugal não possui recursos

Produção

Transmissão Distribuição

Comercialização


Operações Logísticas na

Mudança de Comercializador

Cadeia de Valor

Figura 4.2 – Representação esquemática e palavras-chave para cada uma das áreas do SEN

32

fósseis endógenos, nem volume suficiente de compras de energia primária para influenciar preços de

mercado (price taker) (RCM, 2013).

(Krajačić G., et. al, 2011) refere-se como um estudo base para outros trabalhos que possam oferecer

possibilidades mais abrangentes na produção e fornecimento de eletricidade em Portugal, que detém

potênciais recursos no campo das energias renováveis, com especial destaque para as intermitentes,

como as ondas, solar, eólica e oceanos.

O presente capítulo apresenta os valores da CI, produção e procura para Portugal Continental em

âmbito regional, sendo que, para Espanha, os valores referentes a estas grandezas foram obtidos

com recurso ao modelo utilizado no estudo (Amorim F., et al., 2013) que, não contempa no entanto

uma metodologia de desagragação para Portugal.

4.2.1 Renováveis

Em particular, o país detém uma rede hidrográfica relativamente densa, bem como uma elevada

exposição solar média anual. Beneficia de ventos atlânticos e dispõe ainda de uma vasta fronteira

marítima, considerando, respetivamente, as tecnologias hídrica, FV, eólica e Ondas e Marés (OM)

para produção de eletricidade.

Mais concretamente, e relativamente às dimensões do território, Portugal apresenta uma extensa orla

costeira e, no ano de 2012 a CI hídrica é de cerca de 63,6 kW/km�, sendo a produção anual de

eletricidade aproximadamente 24,4% de toda aquela que se produziria à carga máxima. As fontes

eólica e solar apresentam um FC médio anual de cerca de 25,7% e 17,0% respetivamente (ver Figura

4.9 – p.39).

Estas condições, permitem ao país um aproveitamento do potencial energético presente em fontes de

energia alternativas aos combustíveis fósseis. Em particular o uso de FER limpas, sem

consequências ao nível de emissões de gases poluentes. Portugal, dispõe assim de condições, para

compensar o natural deficit de FENR e, consequentemente, atender a uma redução das emissões de

GEE, bem como a uma diminuição da dependência energética externa, associada a este tipo de

fontes.

Dado um maior aproveitamento dos recursos e consequênte aumento da produção, é também de

esperar uma melhor relação custo-benefício ao nível dos investimentos em tecnologias que utilizem

este tipo de fontes, levando, deste modo, a uma maior rentabilização dos mesmos.

Em Portugal Continental, tem havido largos incentivos com vista à penetração destas tecnologias no

sector elétrico, dava a favorável localização do país para a sua utilização (Gerbelová H., et al., 2014).

4.2.1.1 Capacidade Instalada (CI)

Ao longo dos últimos anos, a CI referente a centrais com geração proveniente de fontes renováveis

tem tido um aumento bastante significativo, principalmente no campo eólico e FV.

A Figura 4.3 mostra a evolução da CI renovável, nos últimos anos:

33

Figura 4.3 – Evolução histórica da CI renovável (Fonte: e2p)

Figura 4.4 – Vista em detalhe da Figura 4.3 para as tecnologias apresentadas

Para as centrais hidroelétricas tem-se:

o Pequenas Centrais Hidroelétricas (PCH), com CI ≤ 10 MW;

o Grande Hídrica (GH), onde CI > 10 MW.

Relativamente à eólica, é visível uma elevada evolução logo a partir do ano de 2005. No caso da FV,

esta taxa acentua-se após 2006 de forma bastante mais significativa, uma vez que, neste caso, a CI

existente é também bastante mais diminuta.

As centras de OM apresentam uma CI atual ainda bastante reduzida, no entanto, o aumento da

maturidade tecnológica, bem como a extensa linha de costa do território nacional, deixam antever

uma elevada taxa de evolução futura da CI para este tipo de tecnologias. Com efeito, esta continua a

ser alvo de investigação e desenvolvimento, quer ao nível das potencialidades existentes no território

para a sua exploração, quer no âmbito do impacte ambiental.

Tabela 4.3 – Evolução da CI (Fonte: e2p)

Ano 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2005 - 2012

Eólica

CI [MW] 1234,4 1959,0 2323,5 3112,7 3555,6 4190,7 4372,0 4391,0 3156,6 Taxa de Aumento [%] --- 58,7 18,6 34,0 14,2 17,9 4,3 0,4 255,7

Fotovoltaica

CI [MW] --- 0,4 12,2 62,4 92,2 100,5 102,1 132,2 132,2

Taxa de Aumento [%] --- --- 2950,0 411,5 47,8 9,0 1,6 29,5 32950

Ondas

CI [MW] --- --- --- --- --- --- --- 0,3 0,3

0

2

4

6

8

10

12

14

2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012

[GW

]

Bombagem Hidroelétrica

Biogás

Fotovoltaica

RSU

PCH

Biomassa

Eólica Onshore

Grande Hídrica

0

50

100

150

200

250

300

2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012

[MW

]

Biogás

Fotovoltaica

RSU

34

A Tabela 4.3 permite verificar a recente implementação da tecnologia das ondas, bem como a reduzida

CI existente.

Conhecida a CI existente para as FER, podemos analisar o peso da mesma na CI total ao longo dos

últimos anos (Figura 4.5).

Figura 4.5 – Evolução da fração da CI renovável (Fonte: e2p)

É visível uma diminuição da dependência de fontes não renováveis no intervalo de tempo

considerado, à exceção do período entre 2008 e 2010. Ora, uma vez que (conforme já visto) a

capacidade existente em centrais geradoras de origem renovável mostra ser uma função crescente

com o tempo, tal facto é explicado pela instalação de novas centrais de FENR que tendo ficado

operacionais durante os anos de 2009 e 2010 levam a uma diminuição da fração renovável instalada

(ver ANEXO A Tabela AB2 – Listagem das centrais termelétricas).

Considerando a metodologia adotada, existe a necessidade de conhecer esta mesma evolução, não

apenas por tipo de tecnologia, como também a nível regional, para cada um dos distritos.

Figura 4.6 – CI renovável em cada uma das regiões no ano de 2012 (Fonte: e2p)

2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012

Não Renovável 46,2 43,5 42,2 39,7 41,6 42,8 41,3 40,6

Renovável 53,8 56,5 57,8 60,3 58,4 57,2 58,7 59,4

0%

20%

40%

60%

80%

100%

Cap

acid

ade

Inst

alad

a

0 200 400 600 800 1000 1200 1400 1600 1800

AVE

BEJ

BRA

BGN

CAB

COI

EVO

FAR

GUA

LEI

LIS

PTL

POR

SAN

SET

VCA

VRE

VIS

[MW]

Biogás Biomassa Eólica Solar FV Grande Hídrica Pequena Hídrica RSU

35

A Figura 4.6 apresenta a CI presente em cada distrito para as tecnologias de FER no final de 2012,

onde é visível a diferença entre estes valores para as tecnologias mencionadas, considerando as

diferentes regiões.

Considerando a tecnologia FV, apenas de consideram as centrais cuja CI seja de pelo menos 250kW,

dado o elevado número de instalações de inferior capacidade.

4.2.1.2 Produção

A constante necessidade de aumentar os níveis de produção tem implicado um continuo estudo neste

campo, tanto ao nível do aumento da eficiência das tecnologias de geração, quanto na ótica de uma

maior aproveitamento dos recursos existentes (conforme se estuda). Quanto ao estudo de eficiência

das centrais, encontra-se fora do âmbito deste trabalho, no entanto, e naquilo que respeita ao

aproveitamento dos recursos, o prévio conhecimento da evolução histórica da produção em termos

geográficos e tecnológicos, leva-nos a poder estimar o potencial produtivo de cada região face à

capacidade então existente. Deste modo (e conforme referido no Capítulo 3 - Metodologia), podemos

aferir em grande parte, sobre as regiões mais indicadas à implantação de centrais de determinada

tecnologia, otimizando consequentemente a quantidade produzida. Isto, ao mesmo tempo que se

estima a disponibilidade horária para as FER consideradas e, consequente, a produção resultante.

A Figura 4.7 apresenta a eletricidade produzida através de FER para o ano de 2012, bem como a

contribuição de cada distrito na produção total, referente às tecnologias mencionadas.

Figura 4.7 – Produção de renováveis em cada um dos distritos para o ano de 2012 (Fonte: DGEG)

As tecnologias apresentadas correspondem às disponibilizadas pela DGEG, estando a biomassa,

biogás e RSU agrupados, pelo que, não é possível conhecer a produção associada a cada uma

destas tecnologias em termos regionais e para efeitos de cálculo.

0 500 1000 1500 2000 2500 3000

AVE

BEJ

BRA

BGN

CAB

COI

EVO

FAR

GUA

LEI

LIS

PTL

POR

SAN

SET

VCA

VRE

VIS

[GWh] Hídrica Eólica Solar FV Biomassa+Biogás+RSU

36

À semelhança da Figura 4.6, verifica-se diferentes regiões de distinguem por diferentes quantidades

de produção, considerando cada uma das referidas tecnologias.

A Figura 4.8 ilustra a fração de eletricidade proveniente de FER presente no consumo final, para os

28 estados membros da EU, no ano de 2012:

Figura 4.8 – Fração de eletricidade proveniente de FER presente no consumo final em 2012, EU-28 (Fonte: Eurostat27)

Este indicador é dado pela relação entre a eletricidade produzida a partir de FER e o consumo de

eletricidade nacional bruto para o ano considerado. Mede-se assim a contribuição de eletricidade

produzida a partir de FER presente no consumo final. A produção com origem neste tipo de fontes,

compreende a geração de EE a partir de centrais hidroelétricas (excluindo bombagem), eólica, FV,

geotérmica (Açores), biomassa e RSU. No entanto, a tecnologia geotérmica não se aplica a Portugal

Continental, uma vez que, os recursos naturais atualmente disponíveis neste campo não o justificam.

O consumo bruto nacional de eletricidade, compreende a geração bruta total de eletricidade

proveniente de todo o tipo de fontes (incluindo auto produção), considerando as importações e

excluindo a quantidade exportada.

Verifica-se que Portugal se destaca neste indicador com 47,6%, ocupando a quarta posição de entre

os estados membros representados (UE-27), e sendo este valor mais do dobro da média apresentada

para o mesmo conjunto (23,5%). Ora, isto faz prova do investimento que tem sido feito a nível

nacional no campo das FER, nomeadamente o aumento do número de novos parques e o reforço da

CI nos já existentes.

Note-se que este indicador depende da produção anual bruta partir de FER, estimada com base na

CI, por meio de um FC (ver Secção 4.2.1.3). Desta forma, é de esperar que determinados países

tenham uma maior produção, relativa à CI, para determinada tecnologia quando comparados com

outros. Por conseguinte, é este tipo de análise que se pretende fazer para Portugal, admitindo que

cada um dos distritos apresenta potencialidades distintas para a produção de eletricidade, atendendo

a determinada tecnologia.

27

Disponível em: http://epp.eurostat.ec.europa.eu/tgm/table.do?tab=table&init=1&language=en&pcode=tsdcc330&plugin=1 [Acedido: Julho de 2013]

37

4.2.1.3 Fator de Capacidade (FC)

Algumas das FER, e em particular a solar e a eólica, dispõem de uma capacidade de produção que

se relaciona diretamente com as condições climáticas existentes, e que portanto apresenta uma certa

variabilidade com o tempo. Cada uma das regiões em estudo também se distingue por diferentes

condições climáticas, assim, torna-se necessário estimar a quantidade de produção média, relativa a

cada uma das fontes e para cada uma das regiões, dado um período de referência, como forma de

estimar o potencial existente para determinada FER.

Esta estimativa é efetuada por meio de um Fator de Capacidade (FC), obtido como sendo rácio entre

as seguintes grandezas:

FC =Energia Produzida em ∆�

Potência Instalada × ∆�

(�)

Em que ∆� é o intervalo de tempo considerado para o cálculo.

Este é um valor adimensional, definido como sendo a medida da quantidade de energia efetivamente

produzida, relativamente aquela que produziria à carga máxima. É como que um valor de

disponibilidade média dos recursos naturais, para as FER, sendo um parâmetro de extrema

relevância no campo das estimativas.

A Figura 4.9 apresenta, os fatores de capacidade de cada uma das regiões, correspondentes às

tecnologias apresentadas:

Figura 4.9 – Fatores de Capacidade médios anuais

É visível a variabilidade do FC entre as diferentes regiões para as tecnologias mencionadas, para o

qual se registam valores entre 9 e 40%, aproximadamente.

Deste modo, e conhecidos os valores de produção e/ou potencial existente em cada região, é

possível concluir geograficamente acerca da instalação de novas tecnologias, como forma de otimizar

a quantidade produzida.

0

5

10

15

20

25

30

35

40

[%]

Hídrica Eólica Onshore Solar FV Ondas

38

Hídrico e Eólico

Para a tecnologia hídrica, este valor é calculado, com base nos dados existentes para a CI e

produção distritais para a GH (e2p e (DGEG, 2005 - 2012), comparando a medida da quantidade de

energia efetivamente produzida no período em causa, face àquela que se produziria à carga máxima,

dada a CI existente. Este FC apenas permitirá estimar a futura produção para centrais hidroelétricas

atualmente operacionais, ou previstas, presentes na Tabela AB1 do ANEXO B, dado que, à parte

destas não será considerada a implantação de nenhuma outra.

No caso da eólica, é obtido tendo em conta o número de horas anuais equivalentes para esta esta

tecnologia para cada distrito. Para a eólica offshore, assume-se um FC 50% superior ao da eólica

onshore (Snyder B., et. al., 2008).

Solar Fotovoltaico

Em particular para a fonte solar, o baixo número de instalações a operar com este tipo de tecnologias,

aliado a uma taxa de aumento bastante significativa, levam à necessidade de estimar o FC solar

médio em cada uma das regiões recorrendo a meios alternativos. Com efeito (e conforme se

mostrará de seguida), recorreu-se ao Sistema de Informação Geográfica Fotovoltaica PVGIS28.

PVGIS - Photovoltaic Geographical Information System, é uma plataforma de acesso on-line que

fornece um conjunto de informação baseada num mapa de recursos de energia solar e avaliação da

geração de eletricidade a partir de sistemas fotovoltaicos na Europa, África e Sudoeste da Ásia.

PVGIS é uma parte da acção SOLAREC29

contribuindo para a implementação das energias

renováveis na UE como fonte de energia sustentável a longo prazo, através da realização de novos

desenvolvimentos científicos e tecnológicos em áreas em que a harmonização é necessária, como

seja a necessidade de produção sustentável de energia no sector elétrico (EC, 2013d).

Mais concretamente, PVGIS integra uma base de dados geográfica, contendo um modelo de

radiação solar e ferramentas, desenvolvidas com o objectivo de avaliar económica e tecnicamente o

desempenho de sistemas solares fotovoltaicos (Šúri M., 2006).

28 Photovoltaic Geographical Information System 29

Internally-Funded Project on Photovoltaic Solar Energy;

Figura 4.10 – (PVGIS) Interface gráfica visualizada na página web

39

A Figura 4.10 reforça a ideia da (já mencionada) elevada exposição solar, bem como o elevado índice

de irradiação ao qual o país se encontra exposto durante o ano, quando comparado com a grande

maioria dos restantes países europeus. No entanto, é de antever também que os FC médios para os

diferentes distritos, ainda que assumam diferentes valores, não deferirão entre si de forma

significativa, dadas as reduzidas dimensões do território nacional.

Para a tecnologia FV em articular, FC é calculado considerando uma instalação de referência de

silicone cristalino de com 1kW de capacidade. Dado isto, escolheram-se as localizações

consideradas mais adequadas de forma a proceder à concentração de cada região num único ponto,

dentro de determinada aproximação. Sendo este o ponto de referência para o potencial solar do

distrito em causa.

Neste caso, foi feita a possível aproximação (em termos visuais) ao centro geométrico. Na figura

acima (e a título de exemplo) podemos verificar esta mesma escolha para o distrito de Beja.

Dado isto, a plataforma devolve a seguinte informação:

Tabela 4.4 – Propriedades solares para o distrito de Beja (PVGIS)

Figura 4.11 – Ponto de referência para o potencial solar (distrito de Beja)

40

Onde, para a instalação de referência temos:

Inclination: o decline do painel relativamente ao plano horizontal;

Orientation: o ângulo azimutal;

Ed: Quantidade média diária de produção de eletricidade [kWh];

Em: Quantidade média mensal de produção de eletricidade [kWh];

Hd: Média diária da soma da irradiação global por unidade de área [kWh/m�];

Hm: Média mensal da soma da irradiação global por unidade de área [kWh/m�].

Os ângulos correspondentes à orientação e inclinação consideram-se os ótimos, em média anual,

para instalações fixas, sendo Ed é consequência de Hd, face às características da instalação. Com

efeito, e sabendo que a CI é de 1kW, podemos calcular FC diário, mensal ou anual, com base na

eletricidade produzida em cada uma destes períodos.

Em termos anuais temos que:

FC =E

1 kW × ∆�=

1570 kWh

1 kW × (24 × 365)h≈

4,31 kWh

1 kW × 24h= 0,18 (18%)

Onde E se refere à eletricidade produzida no período ∆� [kWh].

Do mesmo modo, estimamos o FC solar anual para os demais distritos.

Pelo que obtemos:

Tabela 4.5 – FC fotovoltaico para cada uma das regiões dada a instalação de referência

Distrito ��

Inclinação (Graus)

Ângulo de Azimute (Graus)

FC [%]

AVE 3,91 5,24 35 -1 16.3 BEJ 4,31 5,85 33 -1 18.0 BRA 3,74 5,01 35 -4 15.6 BGN 3.98 5.29 34 -2 16.6 CAB 4.20 5.63 34 -1 17.5 COI 3.83 5.12 34 -1 16.0 EVO 4.13 5.61 34 0 17.2 FAR 4.34 5.86 32 -1 18.1 GUA 3.94 5.25 34 2 16.4 LEI 3.99 5.33 35 0 16.6 LIS 4.04 5.4 33 -9 16.8 PTL 4.17 5.63 35 0 17.4 POR 3.81 5.1 35 -2 15.9 SAN 4.17 5.58 35 0 17.4 SET 4.25 5.75 34 0 17.7 VCA 3.64 4.86 35 -4 15.2 VRE 3.91 5.19 35 -2 16.3

VIS 3.85 5.15 34 -1 16.0

Média

a Nacional: 4.0 5.4 17.0

a Valor ponderado com a área de cada região (Tabela 4.1 – pg. 22).

Ainda que se adotem as otimizações acima referias, esta considera-se uma análise pessimista, na

medida em que os valores de FC podem ser maximizados para instalações dinâmicas, fazendo variar

o valor dos ângulos mencionados na Tabela 4.11 ao longo do dia.

41

Uma vez que o cálculo do valor de FC solar fotovoltaico tem por base a exposição solar e o índice de

irradiação médios anuais, considera-se para efeitos de cálculo do FC para a tecnologia solar

concentrada um princípio de proporcionalidade, atendendo à produção anual, relativa à CI presente

nas curvas de produção ao longo do ano de ambas as tecnologias.

Ondas

Além de uma CI atual bastante reduzida (ver Tabela 4.3 – p.26), a tecnologia para o aproveitamento

da energia das ondas apenas se encontra instalada num único distrito, não sendo conhecidos valores

de produção, o que leva à impossibilidade de calcular o respetivo FC para cada região. No entanto, o

valor apresentado na Figura 4.9 para esta tecnologia, tem por base a produção anual estimada, face

à CI existente, dada pelo perfil de produção, implementado no estudo (Amorim F., et al., 2013), que

se considera igual para todos os distritos, apresentando um valor médio anual de 36,4%.

Biomassa + Biogás + RSU

Admite-se que as quantidades de biomassa, biogás e RSU disponíveis permitem operar as

respectivas centrais à carga máxima e a tempo inteiro, caso a produção com origem nos restantes

tipo de fontes se mostre insuficiente. Assim, a variação na quantidade produzida proveniente deste

tipo de fontes é função da capacidade produtiva das demais FER face às existentes necessidades de

consumo.

4.2.1.4 Intermitência e a Bombagem Hidroelétrica

A intermitência, associada às fontes eólica, solar e oceanos leva ao desconhecimento da capacidade

de produção em instantes futuros, sendo que, esta apenas se relaciona com a CI por intermédio de

FC em média temporal. Com efeito, e a menores períodos, a quantidade de eletricidade, poderá

mostrar-se nem sempre suficiente, face às solicitações de consumo então existentes.

Desta feita, existe a necessidade de aumentar a CI existente para estas tecnologias ou, por outro

lado, proceder ao aproveitamento da energia excedente para posterior utilização, considerando os

períodos de baixo consumo (vazio), em que a eletricidade produzida é superior aquela que se

consome, o que leva, obviamente, à necessidade do uso/implantação de tecnologias de

armazenamento para o efeito.

Contrariamente, e ainda que também associada a fatores climáticos, em particular a condições

hidrológicas, a tecnologia hídrica permite a retenção da água como forma de armazenamento

energético. Assim, e à margem das fontes intermitentes, é possível prever a produção em períodos

futuros, dado o nível de enchimento da albufeira.

Pelas suas características próprias, as centrais hidroelétricas asseguram facilmente o fino ajuste

entre a produção e o consumo, aceitando as variações constantes de carga a que são sujeitas. Para

além do seu contributo em termos de capacidade de armazenamento de energia, os aproveitamentos

hidroelétricos assumem ainda uma importância relevante na exploração do sistema elétrico nacional,

42

dado que apresentam elevados níveis de disponibilidade e fiabilidade, detendo ainda grande

flexibilidade de exploração (REN, 2006).

A bombagem hidroelétrica (armazenamento da água sob a forma potencial) é atualmente uma

tecnologia bastante em voga, sendo que, algumas das grandes centrais hidroelétricas instaladas em

Portugal já detêm esta vertente tecnológica.

A mesma permite o uso eficiente da energia armazenada em períodos de vazio. Proveniente da

produção eólica excedente, efetuando o bombeamento da água para a albufeira e posterior

turbinamento em horas de ponta (complementaridade Hídrica-Eólica) (EDP30).

Figura 4.12 – Diagrama de cargas horário para um dia de referência - complementaridade Hídrica-Eólica

A Figura 4.12 pretende ilustrar o conceito de complementaridade entre estas duas tenologias, dado

um perfil de consumo arbitrado.

Recorrer à instalação de equipamentos reversíveis (com bombagem), além dos equipamentos

hidroelétricos convencionais, possibilitará a intervenção dos mesmos, quer a produção com origem

eólica seja inferior ou superior à prevista. Quando excedentária, a energia eólica é aproveitada para

bombar água para um reservatório superior, a qual será turbinada mais tarde, quando as

necessidades de consumo forem superiores e/ou a produção eólica for reduzida. Deste modo, os

aproveitamentos reversíveis operam como acumuladores de energia eólica.

O aumento da potência eólica instalada deverá ser complementado com um aumento da capacidade

hidroelétrica e em particular na vertente reversível, a qual deverá compensar a acentuada

irregularidade da produção eólica, possibilitando a bombagem da energia excedentária disponível

durante o período noturno de dias ventosos (INAG/DGEG/REN, 2007).

A Tabela 4.6 apresenta a listagem das atuais e futuras centrais hidroelétricas. a operar com

bombagem em Portugal:

30 Consultar: http://www.a-nossa-energia.edp.pt/centros_produtores/complementariedade_hidroeolica_pe.php

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23

Po

tên

cia

Eólica Armazenamento por Bombagem Consumo Hídrica Total

43

Tabela 4.6 – Atuais/futuras Centrais Hidroelétricas a operar com bombagem

Distrito Designação CI Bombagem [MW] Ano de entrada em funcionamento

BEJ Alqueva I 260 2012

Alqueva II 256 2012

BRA Frades 192 2005 Salamonde II

b 207 2015

Venda Nova III

b 736 2015

Vilarinho das Furnas 70 1987

BGN Baixo Sabor 140 2014

COI Aguieira 270 1981

GUA Girabolhos

a 335 2016

POR Torrão 140 1988

VRE Alto Cávado 68 1965

Alto Rabagão 70 1964

Foz Tua

a 251 2016

Gouvães

a 880 2018

CI em bombagem total: 3875

Fonte: (EDP, 2010); (IBERDROLA. 2010); (REN, 2011); (INAG/DGEG/REN, 2007); CNPGB

31.

a Novos aproveitamentos, previstos no PNBEPH;

b Reforço de potência em bombagem em centrais já existentes.

Ano de entrada em funcionamento refere-se unicamente à CI reversível, sendo que, para anos

posteriores a 2013, esta poderá contemplar um reforço de potência ou, por outro lado, referir-se a

futuras barragens. Na Tabela A1 (ANEXO B), podem ser consultadas algumas das características

das futuras barragens a operar em Portugal, onde se incluí o contributo de cada uma no plano

regional.

Uma vez conhecidas as características, e dado que estas representam condições futuras, é de todo

importante, no âmbito do planeamento energético, prover o modelo desta mesma informação, com

vista a uma análise, assente numa componente realista em maior escala, ao longo de toda a linha do

horizonte temporal em estudo.

4.2.2 Não renováveis

No que respeita à energia provida deste tipo de fontes, Portugal dispõe de um conjunto de centrais

termoelétricas, cujo combustível é exclusivamente32 gás natural (GN), carvão ou fuelóleo e, nas quais

se concentra toda a transformação de energia proveniente de FENR em eletricidade. Estas centrais

são assim responsáveis pela restante fração da CI, complementar aquela que se apresenta na Figura

4.5.

Para efeitos de tratamento de dados, as centrais que apresentam também geração por resíduos

florestais, consideraram-se apenas centrais de biomassa, uma vez que se desconhece a fração da CI

a operar com cada um dos combustíveis.

Capacidade Instalada (CI)

31 Mais informações em http://cnpgb.inag.pt/gr_barragens/gbportugal/Lista.htm 32

As centrais que também apresentam geração por resíduos florestais foram consideradas como centrais de biomassa.

44

Tabela 4.7 – Distribuição distrital da CI para das centrais termoelétricas

Distrito CI [MW]

COI 1759.4

LEI 30.0

LIS 1219.7 .7 POR 990.0

SAN 1830.0

SET 2992.4

CI Total 8821.5

Fonte: EDP, REN

Verifica-se que, a maioria das regiões não dispõe deste tipo de centrais electroprodutoras. Assim, e

caso algum destes distritos não se mostre sustentável ao nível das FER (e à parte da implantação de

novas centrais de FER), um cenário possível poderá ser a partilha de eletricidade entre estas e outras

regiões, nas quais se verifiquem níveis de sustentabilidade superiores (ver Figura 4.9 – p.39).

O Tabela A2 do Anexo B fornece uma listagem mais detalhada para este tipo de centrais. Mais

concretamente, refere-se a designação de cada uma destas, tecnologia de combustão, CI, eficiência

e ano de entrada ao serviço.

A informação relativa ao tipo de combustível utilizado e ao rendimento global é de todo importante,

uma vez que só assim podemos concluir acerca do nível de emissões de CO�, bem como o custo

monetário, por unidade de energia produzida, naquilo que, às componentes ambiental e económica

concerne.

Produção

Contrariamente as FER, e uma vez que, a potência gerada por este tipo de centrais apenas depende

da disponibilidade de combustível, vamos admitir (e à semelhança do biogás. biomassa e RSU) que

estas poderão operar à carga máxima e por um período de tempo indefinido, caso a produção a partir

de FER se mostre insuficiente, dados os níveis de consumo. No entanto, e sendo que este tipo de

tecnologia tem por base a queima de combustíveis fósseis previamente adquiridos nos mercados

internacionais, é de esperar que esta medida agrave os impactes associados às componentes

ambiental e económica, respetivamente.

Estes fatores serão mais ponderados e analisados mais adiante, onde se considerarão cenários com

e sem constrangimentos às emissões de CO2 (Subcapítulo 5.4 - Cenários Adotados), recorrendo ao

auxílio do sistema gerador de modelos adotado (consultar Subcapítulo 5.1 - MARKAL-TIMES).

4.3 A Rede Nacional de Transporte (RNT)

Conforme referido na Seção 4.1, a distribuição representa uma das fases do sistema elétrico, sendo

assegurada pela RNT33

, cuja gestão e exploração destas infraestruturas está a cargo da REN.

33

Por simplificação, também designada apenas por rede neste texto.

45

A expansão da rede de transporte é condicionada por questões ambientais e de ordenamento do

território, pelo que, numa tentativa de redução de impactes ambientais, tem-se verificado a opção por

remodelar, reconstruir ou reforçar instalações existentes. Em particular, a reutilização de corredores

de linha em fim de vida útil constitui uma orientação de referência nas soluções adotadas.

Figura 4.13 – Mapa34 da RNT (Fonte: REN)

A Figura 4.13 apresenta a situação do mapa desta rede, onde se mostram os vários troços da linha,

bem como a sua distribuição pelo território nacional.

O Plano de Desenvolvimento e Investimento da Rede de Transporte (PDIRT) corporiza uma

avaliação ambiental, onde foram analisadas, desenvolvidas e selecionadas propostas estratégicas

para a expansão da RNT, tendo por base fatores de ordem ambiental, social e económica (REN,

2009).

4.3.1 Conectividade interdistrital

Atendendo à implementação de tecnologias que simulem a partilha de eletricidade entre distritos e

como forma de analisar todos os fluxos existentes, consideram-se como estando interligadas pela

RNT quaisquer regiões adjacentes entre si (conforme Tabela 4.2 – pg. 28).

No entanto, e por questões de simplificação não se fará a distinção entre linhas de diferentes

tensões, admitindo-se como ilimitada a capacidade para tecnologias mencionadas. 34

Situação a 31 de Dezembro de 2013

46

Perdas na RNT

Uma vez que que toda a tecnologia é caracterizada por uma eficiência, para estas consideram-se

perdas equivalentes às existentes na RNT. A Figura 4.14 apresenta as perdas na RNT ao longo do

ano de 2013.

Figura 4.14 – Perdas na RNT em 2013 (REN, 2014)

Estas perdas apresentam-se em valores absolutos e percentuais, relativamente à energia de entrada

RNT, oscilando numa gama entre 1,2% e 1,9%, com valor médio de 1,7% (REN, 2014). Admite-se

assim uma eficiência de 98,3% para as tecnologias responsáveis pela partilha de eletricidade entre

distritos, considerado que a maioria da energia trocada ocorre entre regiões adjacentes.

Encontra-se fora do âmbito deste trabalho, no entanto, conhecidos todos os fluxos energéticos entre

as diferentes regiões dado um cenário futuro (como seja um elevado crescimento do consumo) é

possível proceder ao estudo de uma possível saturação da RNT, dadas as quantidades de energia

trocadas, podendo ser estudada a implementação de novas linhas, ou o reforço de troços já

existentes.

4.3.2 Conetividade com a rede espanhola

A RNT está igualmente interligada com a rede espanhola em vários pontos do território nacional,

permitindo a realização de trocas de eletricidade com Espanha, úteis quer do ponto de vista da

segurança dos sistemas elétricos, quer do ponto de vista do fornecimento aos consumidores de

ambos os países (MIBEL), como da segurança do sistema elétrico. Estas ligações transfronteiriças

permitem ainda otimizar o fornecimento de energia em termos económicos, promovendo a

concorrência entre os agentes produtores de ambos os países (ERSE, 2009).

A Tabela 4.8 apresenta a localização das interligações atualmente existentes, bem como a

designação e potencial elétrico de cada uma:

47

Tabela 4.8 – Interligação da RNT com a rede Espanhola (REN, 2013)

Prevê-se que a médio prazo o prosseguimento do reforço da capacidade de interligação da RNT com

a rede espanhola, com vista a alcançar a meta de 3000MW (REN, 2011). O que vai ao encontro do

dos valores apresentados na Tabela 4.9.

Tabela 4.9 – Evolução da capacidade de interligação da RNT com a rede espanhola (Amorim F., et al., 2013)

Capacidade [MW] 2005 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2017 2030 2050

Espanha --> Portugal 1100 1216 1220 1220 1557 1597 1878 3000 3000 3000

Portugal --> Espanha 1000 1049 1192 1183 1883 2124 2299 3000 3000 3000

Dado isto, calcula-se a evolução da capacidade para cada uma das interligações no plano regional

(Tabela 4.10), obtidos através da ponderação entre a capacidade total para interligação da RNT com

a rede espanhola e ponderados com a respetiva tensão (Tabela 4.8). Apenas se considera a

evolução temporal do reforço da potência de transporte, não tendo em conta a criação de novas

ligações em diferentes regiões.

Tabela 4.10 – Evolução da capacidade distrital da RNT na interligação com Espanha

Capacidade [MW] 2005 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2017 2030 2050

Espanha --> BGN 322 355 357 357 455 467 549 877 877 877

BGN --> Espanha 292 307 348 346 550 621 672 877 877 877

Espanha --> EVO 195 215 216 216 276 283 332 531 531 531

EVO --> Espanha 177 186 211 209 333 376 407 531 531 531

Espanha --> BGN 195 215 216 216 276 283 332 531 531 531

PTL --> Espanha 177 186 211 209 333 376 407 531 531 531

Espanha --> VCA 389 430 432 432 551 565 665 1062 1062 1062

VCA --> Espanha 354 371 422 419 667 752 814 1062 1062 1062

Contrariamente às ligações interdistritais, que se consideram de capacidade ilimitada, e em que todos

os distritos vizinhos se encontram ligados, para a conetividade com a rede espanhola apenas são

consideradas as ligações e capacidades acima mencionadas. Consideram-se ainda que estas

apresentam perdas de 3%, admitindo a existência de uma maior distância entre o parque produtor e

os centros de consumo.

4.3. O Consumo de Eletricidade

O presente capítulo aborda os dados de consumo relativos aos últimos anos, reunidos para cada uma

das regiões, onde se analisa também a evolução regional futura da procura.

Distrito Designação Tensão [kV]

BGN Saucelle 2x220 Aldeadavila 220

EVO Brovales 400 PTL Cedilho 400 VCA Cartelle 2x400

48

O conhecimento da evolução do consumo como forma de estimar a procura futura, são, do ponto de

vista do planeamento energético, de extrema importância, dado que permitem estabelecer os futuros

níveis de produção.

Esta fase, juntamente com o Ponto 4.2 (no qual se apresentam, entre outros, a CI e Produção), tem

como finalidade a recolha, análise e seleção de dados com as aproximações e considerações tidas

como adequadas, de forma a munir o modelo da informação temporal e espacial necessária e

suficiente para a posterior análise. Análise temporal e espacial das tecnologias onde investir, bem

como a CI necessária, de modo a suprir as necessidades de consumo no horizonte em estudo.

4.4.1 Sectores de atividade e evolução

No sentido de prever a dinâmica da solicitação de consumo ao longo do tempo e, em particular, ao

longo de cada dia característico, surge a necessidade de desagrupar o mesmo em diferentes

sectores. Cada um destes sectores, distingue-se não só por diferentes níveis de consumo, como

diferentes sazonalidades (i.e., dado cada sector, a potência consumida toma diferentes valores ao

longo de um dia característico e em diferentes alturas do ano). Conforme se referiu no Capítulo 3, a

metodologia adotada detém esta variabilidade temporal, na qual se consideram perfis de consumo

típicos para os seguintes sectores de atividade:

Doméstico / Residencial;

Indústria;

Comércio e Serviços (CS).

Na Figura 4.15 podem ser observados os valores médios do consumo por sector em cada região,

para os anos entre 2005 e 2012 inclusive, bem como a contribuição de cada distrito no consumo total

nacional que, para este período, apresenta um valor médio de cerca de 47,15 TWh.

Figura 4.15 – Consumo médio por setor de atividade entre 2005 e 2012 (Fonte: DGEG)

É visível a diferença entre a procura e o peso relativo a cada um dos sectores (em particular do sector

industrial), o que em parte poderá ser explicado pela distribuição geográfica da população e da

mobilização da indústria pra regiões específicas. Conforme já mencionado, esta variação, do peso

0

5

10

15

20

25

0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

7000

8000

9000

10000

AVE BEJ BRA BGN CAB COI EVO FAR GUA LEI LIS PTL POR SAN SET VCA VRE VIS

[GW

h]

[%]

Residencial Indústria Comércio e Serviços % do Consumo Total (Portugal)

49

relativo a cada um dos sectores no consumo final, justifica a adoção de diferentes curvas de procura,

relacionadas com setores de atividade considerados.

De modo a estimar a futura CI e produção e como forma de assegurar a procura, existe a

necessidade de estimar a futura procura. Deste modo, e atendendo aos dados de consumo,

disponíveis para os sectores de atividade mencionados, entre 1997 e 2012, procedeu-se à estimativa

apresentada

A Figura 4.16: apresenta o consumo real do consumo por setor de atividade, registado ente 1997 e

2012 inclusive (Fonte: DGEG)35, e a evolução esperada para a procura até 2050:

Figura 4.16 - Evolução esperada para a procura por setor de atividade

À parte dos últimos seis anos, em que o consumo mostra um comportamento relativamente diferente,

é visível uma tendência crescente para os três sectores e, consequentemente, no consumo total. De

modo a estimar a procura em cada uma das regiões e para cada um dos setores de atividade

procedeu-se a uma estimativa, com base numa regressão linear. Assim, calcularam-se os valores

esperados para ambas estas evoluções, em cada uma das regiões, no horizonte 2050, atendendo ao

consumo real registado.

Um estudo mais aprofundado poderia contemplar outros valores para esta evolução, no entanto,

entre os vários fatores a considerar estariam, a evolução e migração populacional, dado que se

considera uma desagregação, seria necessário conhecer a evolução do consumo não só num

contexto global mas também no plano regional.

35

Disponível para consulta em: http://www.dgeg.pt/?cn=6891700270717120AAAAAAAA [Acedido: Abril de 2013]

0

5

10

15

20

25

30

35

40

1995 2000 2005 2010 2015 2020 2025 2030 2035 2040 2045 2050

[TW

h]

Residencial Indústria Comércio e Serviços

Doméstico (Regressão) Indústria (Regressão) Comércio e Serviços (Regressão)

50

4.4.2 Sustentabilidade regional

Uma vez conhecido o consumo, podemos analisar os índices de sustentabilidade de cada uma das

regiões, os quais se relacionam diretamente com o potencial produtivo local existente, dada a

procura.

Definiu-se sustentabilidade regional como sendo o rácio entre a produção com origem em FER e o

consumo de eletricidade bruto, verificados (Fonte: DGEG).

Em particular, para sustentabilidade teórica, admite-se a produção à carga máxima, o que

utopicamente implica um FC unitário, sendo esta apenas uma análise comparativa.

Para a sustentabilidade real considera-se a produção de eletricidade a partir de FER efetivamente

verificada. Com efeito, a metodologia de desagregação utilizada, pretende reduzir a diferença entre

os valores apurados para ambos os indicadores descritos, no contexto global, através da implantação

de centrais (numa fase inicial) em regiões que verifiquem um maior FC.

Dando especial destaque à produção com origem em FER, a Figura 4.17 ilustra os níveis de

sustentabilidade das diferentes regiões, considerando valores reais e teóricos:

Figura 4.17 – Índices de sustentabilidade renovável verificados em cada um dos distritos em 2012

Em 2012 PC verifica um índice de sustentabilidade real e teórico de cerca de 43,0% e 210,2%,

obtendo-se um FC médio ponderado com a CI existente para cada uma das tecnologias de geração

de aproximadamente 20,5%.

1

10

100

1000

10000

05

10

15

20

[TW

h]

Sust

en

tab

ilid

ade

[%

, esc

ala

log.

]

Consumo Produção à Carga Máxima (FER) Produção Real (FER)

Sustentabilidade Teórica (FER) Sustentabilidade Real (FER)

51

5. Modelação

5.1 MARKAL-TIMES

Desenvolvido no final dos anos 90 pela ETSAP (Energy Technology Systems Analysis Program) da

Agência Internacional de Energia (IEA), TIMES (acrónimo para: The Integrated Markal - EFOM

System) é um gerador de modelos económicos para sistemas integrados de energia, nacionais ou

multi-regionais, oferecendo um base tecnológica rica, e cujo objetivo é estimar a dinâmica de

energética a longo prazo e em horizontes de múltiplos períodos (Loulou R., et al., 2005). É

geralmente aplicado à análise de todo o sector de energia, podendo, no entanto, ser aplicado apenas

a um único sector, como seja o sector em estudo (sector elétrico).

Nos casos de referência é estimada a procura final nos serviços de energia, fornecida ao modelo,

para cada uma das regiões consideradas, a par das características das tecnologias futuramente

disponíveis e potenciais para as fontes primárias de energia. Recorrendo a estas entradas, TIMES

tem como finalidade o fornecimento de serviços de energia atendendo ao mínimo custo global,

minimizando as perdas por excedente, e simultaneamente, fazendo investimentos ao nível de novos

equipamentos (tecnologias para produção de eletricidade, no caso do sector elétrico), atuando no

fornecimento de energia primária e efetuando decisões de mercado por região (Noble-Soft Systems,

2014). A escolha para as tecnologias de geração a implementar pelo modelo, tem por base um

critério económico e ambiental, caso sejam impostos limites às emissões de GEE.

5.1.1 A Estrutura do modelo

As relações matemáticas, económicas e de engenharia entre a produção e o consumo de energia são

a base aos modelos do TIMES, construídos a partir das seguintes entidades básicas:

Tecnologias

As tecnologias (também chamados de processos), são representações de dispositivos físicos que

transformam matérias-primas noutros produtos. Estes processos podem estar associados a fontes

primárias de mercadorias (por exemplo, os processos de mineração ou de importação), atividades de

transformação, tais como, centros electroprodutores, refinarias, ou a dispositivos de procura de

consumo final, como sejam os automóveis e sistemas de aquecimento, entre outros.

Commodities

Commodities (incluindo combustíveis) são portadores de energia, serviços de energia, materiais,

fluxos monetários e emissões, sendo produzidas ou consumidas por alguma das tecnologias.

Os fluxos de mercadorias

52

Os fluxos de mercadorias referem-se às ligações entre processos e matérias-primas (p. ex., produção

de eletricidade a partir de FER). Um fluxo é da mesma natureza que uma mercadoria, mas está

ligado a um processo particular, e representa uma entrada ou uma saída do referido processo.

Cenários

Os principais benefícios da utilização pelo TIMES são alcançados através de uma análise de

cenários. Um cenário energético de referência é gerado pela primeira vez através da execução do

modelo, na ausência de qualquer restrição política, fornecendo apenas a solução que representa o

menor custo.

Um outro cenário a considerar para o modelo, poderá passar por impor uma (de muitas) políticas de

(p. ex., percentagem mínima de energia renovável presente no mix energético, a quantidade máxima

de emissões de GEE ou nível mínimo de segurança energética), levando o modelo a gerar um outro

sistema de energia de menor custo, onde as escolhas para os combustíveis e tecnologias poderão

diferir.

Deste modo, quando comparados os resultados com os do cenário de referência, as diferentes

escolhas tecnológicas podem ser identificadas como tendo origem na restrição política, dado o menor

custo.

5.2 Considerações

Esta seção apresenta as considerações adotadas, referentes a alguns dos dados inerentes à

utilização do modelo, dado o horizonte temporal do caso em estudo. Em particular, torna-se

necessário recorrer a outras pesquisas, onde se indiquem, mais concretamente, a evolução dos

preços das novas tecnologias a implementar e dos combustíveis, e os futuros limites à CI e emissões

de GEE.

5.2.1 Implementação de novas tecnologias

O planeamento energético na vertente da produção, conforme se estuda, e a natural tendência de

aumento futuro da procura, tornam imprescindível a implementação de novas tecnologias de geração.

Desta forma torna-se necessário aumentar os níveis de produção, em particular de base renovável,

atendendo à componente ambiental, na qual se pretende atingir uma sucessiva redução das

emissões de GEE ao longo do horizonte em estudo.

A Tabela 5.1 apresenta a listagem das novas tecnologias consideradas, onde se incluem ainda a

evolução dos custos de investimento e, no caso das centrais térmicas a eficiência. Consideraram-se

variações lineares dos valores apresentados, para amostras de 5 em 5 anos.

53

Tabela 5.1 – Algumas características das novas tecnologias de geração consideradas

Tecnologia de Geração Vida Útil

a

Investimento [€�� /kWe] Eficiência [%]

2010 2020 2030 2040 2050

2010 2030 2050

Não Renováveis

b

CP 40 1571 1434 1298 1230 1163

42.9 52.0 54.9

CCGI 40 1780 1626 1471 1394 1318

46.9 53.0 59.9

GNCC 30 616 595 546 530 513 60.9 64.1 70.0

Renováveis

Eólica Onshore 25 1400 1270 1190 1150 1110

Eólica Offshore 25 3000 2600 2380 2164 1950

Ondas 25 5650 4070 3350 2774 2200

Solar FV 25 3378 1065 850 762 675

ESC (Cilindro-Parabólica) b 25 3574 3360 2904 2569 2200

ESC (Torre) b

25 6993 6731 5051 3494 2200 a

Em anos b

Fonte: (Gerbelová H., et al., 2014)

Restantes tecnologias: (EC, 2013c)

A tecnologia hídrica não é considerada, uma vez que não é razoável proceder à sua instalação em

determinada região apenas com base no conhecimento do FC hídrico aí existente.

É hoje inviável criar um processo de licenciamento para a construção de um empreendimento

hidrelétrico que não tenha tido um estudo detalhado de avaliação de potenciais impactes ambientais,

quer a montante, quer a jusante da sua localização (REN, 2006).

5.2.2 Previsão para a evolução do preço dos combustíveis fósseis

A Figura 5.1 apresenta a previsão para a evolução do preço de importação de combustíveis fósseis

no horizonte 2050. Estes valores foram estimados em períodos de 5 anos e convertidos em €/GJ,

onde: 1�� = 6,11�� e $��= 0,755€��36

.

Figura 5.1 – Previsão do preço de importação dos combustíveis fósseis (EC, 2013b)

36

Fonte: Eurostat

Gás Natural Crude Carvão

54

Estes dados são de extrema importância na análise, sendo um fator integrante na decisão de

investimento em centrais térmicas, uma vez que os custos de operação/produção associados estes

centros produtores se relacionam com estes parâmetros de entrada.

5.2.3 Limites técnicos à CI - Evolução

A Tabela 5.2 apresenta os valores considerados para a evolução da capacidade máxima a instalar

em Portugal Continental e em Espanha, presentes no modelo utilizado no estudo (Amorim F., et al.,

2013).

Tabela 5.2 – Limites à futura capacidade instalada

Fonte/Tecnologia [MW] 2020 2030 2050

PORTUGAL

Eólica Onshore 6800 7000 7500

Eólica Offshore

75

4000 10000

Ondas 5000 5000 7700

Solar 1500 9300 9300

TOTAL Portugal: 13375 25300 34500

ESPANHA

Eólica Onshore 22000 30500 38000

Eólica Offshore 375 20000 20000

Ondas 25000 25000 25400

Solar 15000 49300 49300

TOTAL Espanha: 62375 124800 132700

TOTAL Ibérico: 75750 150100 167200

Em particular para Portugal, o limite imposto para a futura CI em cada região teve por base o seguinte

cálculo:

CI �� = CI �� + (CI �á�� – CI ��)∗ F (�)

Sendo:

�� : a CI atual existente na região;

�� á��: a CI máxima para Portugal;

�: a fração da área/(comprimento da linha de costa) da região, com relação à

área/(comprimento da linha de costa) total de Portugal Continental.

Onde o comprimento da linha de costa se diz respeito às centrais instaladas em território marítimo

(eólica offshore e ondas).

A atribuição de uma capacidade limite a cada um dos distritos permite assim salvaguardar a eventual

instalação de toda a capacidade numa só região, na qual determinado potencial se revele superior, o

que não seria realista, dadas as naturais limitações geográficas que cada região possui. (APA,

2012b) faz também referência a estes limites, considerando os potenciais de recursos endógenos

para a produção de eletricidade, presentes em Portugal.

De notar que este cálculo poderia ainda ser efetuado atendendo à densidade populacional de cada

um dos distritos (Tabela 4.1 – pg. , considerando que uma maior densidade se traduz numa redução

55

da área útil disponível consequente redução da CI limite. Obviamente que isto, levaria a uma redução

dos níveis de sustentabilidade renovável regional dos distritos de maior densidade populacional.

Distritos estes que verificam cerca de 37,6% de toda a procura de PC, atendendo aos valores médios

presentes na Figura 4.15 – pg. 49.

5.2.4 Limites às emissões de GEE

Estes limites encontram-se em linha com o já referido objetivo da EU em reduzir as emissões de GEE

de todo o sector energético em pelo menos 80%, comparativamente com os valores registados em

1990. Estas emissões relacionam-se diretamente com as centrais térmicas, em particular com o tipo

de combustível utilizado e com a eficiência das mesmas.

A Figura 5.2 apresenta as emissões de equivalentes de GEE (contabilizadas em CO2eq) para Portugal

e Espanha por sector:

Atendendo à Tabela 5.3, assumem-se os limites mínimos para a redução das emissões de GEE, para

o sector em estudo.

Tabela 5.3 – Níveis de redução de emissões de GEE na UE comparativamente a 1990 [%] (EC, 2011)

2005 2030 2050

Setor Elétrico -7 - 54 a - 68 - 93 a - 99

Limite estipulado --- - 61 - 96

Onde os limites estipulados neste estudo (redução das emissões, em CO2eq), têm por base a média

dos valores apresentados e admitem um decréscimo quadrático, dados os valores de referência para

os anos de 2030 e 2050 e o conhecimento das emissões no ano de 2011.

Conforme se verá mais adiante, no Ponto 5.4, estes limites estarão na base de dois dos cenários

adotados.

Uso Energético (excluindo transportes) Transportes Agricultura

Processos Industriais Resíduos Sólidos Aviação e Transportes Marítimos

Mt

CO

2 e

qu

ivale

nte

Eletricidade

Figura 5.2 – Emissões de GEE entre 1990 e 2011 (EEA, 2012): (a) Portugal; (b) Espanha

(a) (b)

56

A redução das emissões destes gases trará um aumento da produção no mix energético, no entanto,

e segundo (APA, 2012b), por razões de funcionamento do sistema eletroprodutor, e considerando a

configuração e características atuais da rede de transmissão de eletricidade, é assumida uma

obrigatoriedade de produção elétrica global de base fóssil e hídrica mínima de 15%. Este pressuposto

é definido de forma a garantir a estabilidade (inércia) da rede, o que não aconteceria num cenário de

eletricidade 100% renovável, face à intermitência das FER.

5.3 A Metodologia Aplicada ao Modelo

O modelo adotado teve por base o modelo Portugal-Espanha, utilizado no estudo (Amorim F., et al.,

2013), ao qual foi aplicado uma metodologia de desagregação espacial e se considerou o consumo

por sectores de atividade e correspondestes perfis, dada uma dinâmica de procura.

Dadas as considerações já mencionadas e atendendo aos dados referentes à evolução histórica da

procura desde o ano de 2005 inclusive e respetiva estimativa futura, bem como à CI e FC para cada

uma das tecnologias e regiões torna-se possível proceder à criação do modelo.

Na Figura 5.3 apresenta-se, de forma esquemática, a aplicação da metodologia ao modelo criado.

Fatores Económicos

Evolução do preço de importação de

combustíveis fósseis;

Custos operacionais e de investimento em

novas tecnologias de geração.

Resolução Temporal

Perfis de produção horária anual

ao longo por tecnologia;

Perfis de consumo horário anual

por sector de atividade.

Resolução Espacial

Consumo por sector de atividade;

Produção por tecnologia;

CI existente por tecnologia;

Fator de Capacidade por tecnologia;

Limites à futura CI.

Fatores Ambientais

Evolução do limites às emissões de GEE.

Para cada região

METODOLOGIA

Futura:

Emissões de CO2eq

CI

Custos

Produção de eletricidade

Para cada tecnologia e região

Figura 5.3 – Diagrama esquemático da metodologia aplicada ao modelo

TIMES

MODELO

57

5.4 Cenários Adotados

A Tabela 5.4 apresenta a nomenclatura para os oito cenários analisados, considerando, ou não, a

restrição às emissões de GEE, abordada na Seção 5.2.4:

Tabela 5.4 – Cenários considerados

GEE Sem restrições Com restrições

Análise ao sistema elétrico

Portugal – Espanha C1 C3

Portugal desagregado - Espanha C2 C4

Análise de custos

Portugal – Sistema Isolado C5 C6

Portugal desagregado – Sistema Isolado C7 C8

A comparação entre os cenários com e sem limites às emissões de GEE (C2-C4), permite

essencialmente verificar as diferenças entre o valor da CI renovável e não renovável existente, em

termos regionais, ao longo do período em análise e a respetiva e a quantidade de eletricidade

produzida a partir de FER presente no mix energético. Também a confrontação entre C1-C2 e C3-C4

permite visualizar as diferenças no uso da metodologia, dada a existência, ou não, desta mesma

imposição e o impacto das trocas energéticas a nível interno (i.e. entre distritos) assim como a

exportação/importação de eletricidade relacionada com o MIBEL.

Uma vez que não se consideram preços para as trocas de eletricidade entre Portugal e Espanha e

dado que não foi considerada uma desagregação para o território espanhol, recorre-se aos cenários

C5 a C8, nos quais se considera Portugal como um sistema isolado para comparação dos custos de

mitigação de CO2eq, dadas as restrições impostas às mesmas.

A adoção destes oito cenários tem como finalidade a análise às componentes, económica e

ambiental e de fornecimento do setor elétrico nas diferentes vertentes em que os mesmos se

apresentam.

58

6 Apresentação e Análise de Resultados

A evolução temporal das grandezas apresentadas neste capítulo referem-se a períodos de 5 anos.

Estes valores não foram calculados a menores períodos dada a limitação imposta pelos recursos

computacionais disponíveis face à implementação do modelo desagregado.

6.1 Resultados do Modelo Desagregado (C2-C4)

Nesta seção são mostrados os resultados obtidos para os cenários C1 e C4, atendendo ao panorama

atual, em que o sistema elétrico de português se encontra interligado com o sistema elétrico

espanhol. De notar no entanto, que, conforme já referido, esta interligação possui as suas naturais

limitações em termos de capacidade. Analisam-se cenários que implementam a metodologia

abordada, nas condições em que são impostas, ou não, restrições às emissões de GEE, restrições

estas, em linha com as já referidas políticas, atualmente vigentes.

6.1.1 CI e produção por distrito e fonte em 2050

As Figuras 6.1 e 6.2 apresentam, a CI por tecnologia em 2050 em cada região, para os cenários C2 e

C4, respetivamente:

Figura 6.1 - CI por distrito e tecnologia para o ano de 2050 (C2)

Figura 6.2 - CI por distrito e tecnologia para o ano de 2050 (C4)

0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

7000

[MW

]

Eólica Onshore


Hídrica Total

Biomassa

Carvão

0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

7000

[MW

]

Solar Fotovoltaica

Solar Concentrada

Ondas

Eólica Offshore

Eólica Onshore


Hídrica Total

Biomassa

Gás Natural

Carvão

59

A Figura 6.1 ilustra a situação da CI no ano de 2050, onde se verifica que a inexistência de uma

restrição às emissões de GEE leva a uma elevada predominância das centrais térmicas na CI total,

em especial centrais a carvão, e cuja apenas a eólica onshore se destaca de entre as renováveis

consideradas no estudo. Já na Figura 6.2, é visível uma implantação de CI renovável em maior

escala, sendo que, no caso das centrais térmicas, a análise na componente eco económica revela um

investimento de CI não renovável apenas em centrais a GN. Fazendo uma comparação à CI total,

constata-se que a mesma possuí um valor bastante mais elevado no caso de C4, dado C2 ser

composto, em grande parte, por centrais térmicas, cuja disponibilidade para operar em plena carga,

ao contrário das renováveis, se considera quase total.

Conhecidas as CI, as Figuras 6.3 e 6.4 dão-se a conhecer os valores para a produção neste mesmo

ano:

Figura 6.3 – Produção por distrito e tecnologia para o ano de 2050 (C2)

Figura 6.4 – Produção por distrito e tecnologia para o ano de 2050 (C4)

Para C2 e, em conformidade com os dados apresentados na Figura 6.1, a Figura 6.3 revela uma

produção de eletricidade, proveniente, na quase totalidade, de carvão e de recursos hídricos. Não

sendo visível, no entanto, produção por meio de bombagem. Estes diminutos valores, ou a sua

inexistência, poderão ser explicados pela baixa disponibilidade da produção de origem renovável, em

0

2000

4000

6000

8000

10000

12000

14000

16000

18000

20000

[GW

h]

Eólica Onshore


Hídrica Total

Biomassa

Carvão

0

2000

4000

6000

8000

10000

12000

14000

16000

18000

20000

[GW

h]

Solar Fotovoltaica

Solar Concentrada

Ondas

Eólica Offshore

Eólica Onshore


Hídrica Total

Biomassa

Gás Natural

60

particular a eólica, não havendo deste modo lugar à já abordada complementaridade. A Figura 6.4

reforça esta ideia, onde, dado o panorama C4 verifica-se já existir uma certa produção por

turbinamento, sendo também notório um acréscimo na produção eólica, em particular da eólica

offshore, em linha com as demais tecnologias baseadas em FER.

Para ambos os cenários descritos, os valores referentes à capacidade e produção mencionados

podem ser consultados com recurso ao Anexo C.

6.1.3 Trocas de eletricidade e sustentabilidade regionais

A Figura 6.5 ilustra a quantidade média de eletricidade trocada no período de 2015 a 2050 entre os

distritos, bem como o saldo médio, dado pela diferença entre estes valores para os cenários em

questão.

Figura 6.5 - Balanço energético regional médio entre 2015 e 2050 (C2 e C4)

A análise revela que, a escolha de cada um dos cenários parece ter um impacto significativo neste

parâmetro, onde, para C2, se verifica uma redução do seu valor absoluto, à exceção do distrito de

SAN que detém uma elevada CI termelétrica face à procura existente. Assim, e uma vez que C2 não

impõe limites às emissões, esta região poderá proceder a exportação ao longo de todo o período em

análise, isto desde que os níveis de procura se mostrem inferiores aos da produção.

Ora, isto pode ser explicado pela elevada CI não renovável existente em C2. Uma vez que não existe

qualquer potencial regional associado às centrais térmicas. Assim, a escolha das regiões para a

implementação destas centrais apenas se deverá prender com a redução da importação/exportação,

em regiões com menores níveis de sustentabilidade, dadas as perdas existentes, associadas ao

transporte de eletricidade. Com efeito, estas quantidades deverão relacionar-se diretamente com a

sustentabilidade de cada distrito em questão, sendo esperado que, distritos com níveis de

sustentabilidade superiores (ver Figura 6.5), sejam distritos exportadores, bem como o contrário.

-8000

-6000

-4000

-2000

0

2000

4000

AVE BEJ BRA BGN CAB COI EVO FAR GUA LEI LIS PTL POR SAN SET VCA VRE VIS

[GW

h/a

no

]

C2 C4 Saldo (C4-C2)

61

No Anexo D, podem ser observados os valores referentes às trocas energéticas entre as diferentes

regiões no período compreendido entre 2015 e 2050 para ambos estes cenários.

Em particular para C4, e dadas as restrições conhecidas, o elevado aumento na penetração de

tecnologias baseadas em FER deixa antever um aumento da sustentabilidade renovável regional ao

longo do período em estudo.

A Figura 6.6 apresenta o nível de sustentabilidade (base renovável) presente em cada região no ano

de 2050, o qual pode ser comparado com os já exibidos índices, existentes no ano de 2012.

Figura 6.6 – Índice de sustentabilidade regional (2012 vs. 2050 - C4)

É visível um aumento da sustentabilidade global e em particular para cada distrito, à parte do distrito

de Castelo Branco, em que o índice de sustentabilidade se parece manter. Portugal apresenta nesta

altura uma sustentabilidade renovável de 135,0%, onde se explica a quantidade de eletricidade

exportada para Espanha (ver Figura 6.7 – pg. 62). Também a maioria dos distritos apresenta índices

de sustentabilidade superiores a 100%, tratando-se de regiões exportadoras (Figura 6.5 – pg.60), à

exceção de AVE, LIS, POR, SAN, e SET por se tratarem de grandes centros de consumo (ver Figura

4.5 – pg. 48) e de CI limitada pelas respetivas áreas/costa marítima. Em particular, e ainda que não

apresente consideráveis níveis de consumo comparando com as restantes três regiões, SAN não

dispõe de produção eólica offshore nem de ondas por não se tratar de um distrito costeiro, o que leva

a uma redução dos seus índices de sustentabilidade. Embora o consumo neste ano se apresente

consideravelmente superior, quando comparado com o existente em 2012, a elevada implantação de

tecnologias baseadas em FER, leva a um aumento da fração de eletricidade de base renovável

presente no mix energético e, consequentemente, ao aumento dos níveis de sustentabilidade em

cada região.

6.1.5 Trocas de eletricidade com Espanha

Este ponto em particular, apresenta a evolução das trocas de eletricidade entre Portuga e Espanha,

relacionados com um MIBEL, para os cenários C1 a C4, uma vez que para todos estes se estuda a o

sistema elétrico português integrado no sistema ibérico.

1

10

100

1000

0

2000

4000

6000

8000

10000

12000

14000

16000

18000

20000

Sust

en

tab

ilid

ade

[%, e

scal

a lo

g.]

[Gw

h]

Consumo Produção (FER) Sustentabilidade (FER) Sustentabilidade FER (2012)

62

A análise aos valores de importação /exportação no MIBEL para os cenários C1 a C4 (Figura 6.7)

revela que a presença de uma maior implementação de renováveis (C3 e C4) parece ter um impacto

significativo na exportação, onde a médio prazo, no qual país mostra já dispor de um saldo exportador

positivo em tendência média crescente, no horizonte de 2050.

Figura 6.7 – Evolução do saldo exportador português no MIBEL (cenários C1 a C4)

Em particular e quando comparados os cenários C3 e C4, verifica-se um saldo exportador

ligeiramente superior para o caso em que é considerada a metodologia de desagregação (C4). Tal

fato pode ser determinado pela implementação de tecnologias de base renovável em regiões nas

quais se verifica existir um potencial renovável superior àquele que é o potencial médio em Espanha,

resultando numa tendência exportadora.

Quanto a C1 e C2, e em linha com a análise efetuada à Figura 6.5, sendo estes os dois cenários em

que não são impostas quaisquer restrições às emissões de GEE, a instalação de centrais térmicas

deverá ter por base um critério de menor sustentabilidade, pelo que, ao longo do período e com o

aumento desta capacidade, o saldo exportador tende a ser bastante reduzido. Ainda assim, é visível

uma diferença entre estes cenários no período entre 2015 e 2030, que se deverá relacionar com o

critério, já mencionado, para C3 e C4, a par de uma maior fração de eletricidade renovável presente

na produção total (ver Figura 6.11 – pg. 64).

O Anexo E apresenta os valores para a evolução da exportação e importação relacionados com o

MIBEL para estes mesmos cenários (C1 a C4).

6.1.4 Emissões de CO2eq por distrito ao longo dos anos

Apresentam-se agora as evoluções das emissões de CO2eq em âmbito regional:

C2 verifica a presença de centrais térmicas em catorze dos dezoito distritos considerados, à exceção

de Braga, Bragança, Guarda e Vila Real, a par do elevado saldo médio exportador detido por estas

regiões (Figura 6.5 – pg. 60).

-20000

-15000

-10000

-5000

0

5000

10000

15000

20000

2005 2010 2015 2020 2025 2030 2035 2040 2045 2050[GW

h]

C1

C2

C3

C4

63

C2 verifica a presença de centrais térmicas em catorze dos dezoito distritos considerados, à exceção

de Braga, Bragança, Guarda e Vila Real, par do elevado saldo médio exportador detido por estas

regiões (Figura 6.5 – pg. 60).

A Figura 6.9 ilustra agora a evolução da quantidade de emissões, considerando o cenário C4:

Observa-se um aumento e uma redução das emissões de CO2eq entre os cenários C2 e C4,

respetivamente, em linha com as condições impostas a cada um destes. De forma semelhante,

podemos correlacionar estas regiões com aquelas em que na Figura 6.5 – pg. 60 se verificam

menores saldos exportadores, atendendo ao cenário (C4). O baixo índice de sustentabilidade

renovável apresentado por estas regiões relaciona-se não só com maiores níveis de consumo como

poderá também respeitar a reduzidos valores para a capacidade limite (ver ponto 5.2.3 - Limites à CI,

pg. 54).

0 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50 55 60 65

AVE

BEJ

CAB

COI

EVO

FAR

LEI

LIS

PTL

POR

SAN

SET

VCA

VIS

Mton CO2eq 2015 2020 2025 2030 2035 2040 2045 2050

0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 24

AVE

COI

FAR

LEI

LIS

POR

SAN

SET

Mton CO2eq 2015 2020 2025 2030 2035 2040 2045 2050

Figura 6.8 – Evolução regional das emissões de CO2eq em cada distrito (C2)

Figura 6.9 - Evolução regional das emissões de CO2eq em cada distrito (C4)

64

Figura 6.10 - Evolução das emissões de CO2eq em Portugal 100%=1990 (cenários C1 a C4)

A Figura 6.10 mostra a evolução das emissões de GEE em CO2eq em para cada uma dos cenários

(C1 a C4), onde o valor de referência, assumido para 1990, é de 16,7 milhões de toneladas de CO2eq

(ver Figura 5.2 – pg. 55).

C1 e C2 revelam uma tendência crescente em toda a linha do horizonte temporal a uma taxa superior

à taxa imposta para a redução. Assim, e na ausência de medidas políticas que imponham limites às

emissões, verifica-se que esta quantidade é cerca de 2,5 vezes superior à registada em 1990, para o

setor elétrico. Mais concretamente, C2 revela um maior nível de emissões em comparação com C1

no período posterior a 2030, o que se deverá relacionar com os valores de importação/exportação

associados ao MIBEL (Figura 6.7 – pg. 61), sendo que, posteriormente a 2030 (conforma já

verificado), estes saldos tendem a equiparar-se, verificando-se um menor nível de emissões em C2,

dado uma maior presença de eletricidade de origem renovável presente no mix energético para o

cenário de desagregação (C2).

Em C3 e C4, verifica-se uma evolução, em linha com as restrições impostas, sendo que a ligeira

divergência verificada para o período entre 2015 e 2030, no qua se verifica que C4 apresenta valores

ligeiramente inferiores.

A evolução das emissões em Espanha pode ser consultada com recurso ao Anexo F.

6.2 Evolução Global da CI (cenários C1 a C4)

Neste ponto analisam-se a evolução da CI em Portugal para os cenários C1 a C4. Esta mesma

evolução para Espanha, assim como os valores referentes à produção podem ser consultados no

Anexo G.

2015 2020 2025 2030 2035 2040 2045 2050

C1 73 107 145 179 228 250 261 256

C2 73 136 162 179 219 234 238 253

C3 73 70 47 39 27 17 9 4

C4 73 65 42 39 27 17 9 4

Restrição (C3-C4) 88 70 53 39 27 17 9 4

0

50

100

150

200

250

300

[%]

65

0

5

10

15

20

25

30

[GW

]

0

10

20

30

40

50

60

[GW

] A evolução da CI para ambos os cenários é um tudo semelhante, à exceção dos anos entre 2035 e

2045, nos quais se verifica uma extinção de CI eólica em C1, enquanto que, em C2, estes valores se

reduzem ligeiramente.

Estes resultados serão analisados em maior detalhe na seção seguinte (Seção 6.3), quando

conhecidos os valores da produção, isto, uma vez que a não linearidade existente entre a CI e o

consumo não permite concluir, com exatidão, acerca dos valores da produção.

Figura 6.11 – Evolução da CI por fonte: (a) - C1; (b) - C2

A Figura 6.11 ilustra a evolução da CI para os cenários C1 e C2, onde é notória uma redução da CI

entre os anos de 2035 e 2045 e em especial uma redução da CI eólica onshore. C1 apresenta uma

redução total desta capacidade na quase totalidade, no entanto C2 apresenta uma redução bastante

mais diminuta, e que é de esperar que tenha ocorrido nos distritos de menor potencial eólico.

Figura 6.12 – Evolução da CI por fonte: (a) - C3; (b) - C4

A evolução da capacidade para os cenários C3 e C4 é bastante semelhante, dada também a baixa

dispersão dos FC em território nacional, contudo, observa-se uma notória diferença a partir do ano

2020. Nesta altura, C4 apresenta uma taxa de penetração de solar concentrada mais acentuada,

onde, em C4, é implementada a tecnologia das ondas, contrariamente a C3, onde a mesma apenas é

instalada em 2045. Também no ano 2050 se verifica uma diferença entre a CI solar FV e solar

concentrada. Conforme se verá de seguida, esta diferença prende-se co a necessidade de aumentar

os níveis de produção.

(a) (b)

(a) (b)

0

5

10

15

20

25

30

Solar Fotovoltaica

Eólica Onshore


Hídrica Total

Biomassa

Gás Natural

Carvão

Fuel Óleo

0

10

20

30

40

50

60Solar Concentrada

Solar Fotovoltaica

Ondas

Eólica Offshore

Eólica Onshore


Hídrica Total

Biomassa

Gás Natural

Carvão

Fuel Óleo

66

Importa ainda referir que, os já mencionados limites técnicos à impostos CI em Portugal e Espanha

(Tabela 5.2 – pg. 54), e conforme se mostra na Figura 6.13, são atingidos no ano de 2050, para

todas as tecnologias de base renovável, consideradas no estudo. Note-se que o atingir destes limites

relaciona-se diretamente com a restrição às emissões de GEE, que em 2050 apresentam um valor de

4% em comparação com o ano de 1990, levando a uma elevada redução da CI termoelétrica e,

consequentemente, a um ainda maior aumento da CI renovável.

Figura 6.13 – % da CI limite existente em 2050 (C3 e C4)

Dado isto, poderíamos imediatamente associar esta saturação de capacidade com uma saturação da

produção, em que toda a eletricidade produzida, e considerando o sistema ibérico, não se mostraria

suficiente para assegurar a procura. No entanto, e contrariamente às fontes eólica e dos oceanos, a

fonte solar dispõe de três tecnologias distintas, consideradas neste estudo, as quais se relacionam

diretamente com diferentes quantidades de produção, dada a existência de um mesmo potencial.

Mais precisamente, ao ser atingida a capacidade limite solar, o sistema deverá optar pela

implementação de tecnologias que, ainda que representem maiores custos, maximizam a porção

produzida, o que efetivamente se verifica para o ano de 2050 (Figura 6.12), onde se observa a

substituição da tecnologia FV pela solar concentrada.

A Figura 6.14, traduz a evolução total da procura do sistema ibérico, para os cenários mencionados,

dados os perfil resultante para o consumo total.

Figura 6.14 – Evolução temporal da produção e da procura (total ibérico)

0

20

40

60

80

100

Eólica Onshore Eólica Offshore Ondas Solar

Cap

acid

ade

lim

ite

[%]

Portugal Espanha

250

300

350

400

450

500

550

2005 2010 2015 2020 2025 2030 2035 2040 2045 2050

[TW

h] Consumo

Produção (C3)

Produção (C4)

67

Observa-se o correto fornecimento da procura em ambos os casos e um acréscimo da produção, com

referência ao consumo, ao longo do tempo, sendo que, este se pode relacionar com um aumento da

fração de eletricidade de origem renovável presente na geração.

Com o intuito de estudar o efeito da procura na implementação das novas tecnologias em 2050, e à

parte dos cenários referidos em 5.3 – Cenários Adotados, recorreu-se a um outro cenário (C9), no

qual, de forma iterativa, se procedem a alterações na variação do consumo, tomando como referência

a evolução, presente no cenário C6 (100%), onde 0% se refere ao consumo real, verificado em 2012.

Assim, a Figura 6.15 mostra a evolução da CI em 2050 para as tecnologias de base renovável

consideradas no estudo, em função da evolução mencionada.

Figura 6.15 – CI renovável em 2050 em função do aumento da procura

Constata-se que uma evolução de 140% permite o correto fornecimento em Portugal, em

consequência da introdução da tecnologia solar concentrada. A elevada exportação para Espanha,

presente nos cenários C2 e C4 (Figura 6.7 – pg. 61), pode assim ser explicada, dada a introdução

testa tecnologia que, considerando o sistema isolado C9 (100%) não verifica a existência da mesma.

Observa-se a escolha pela implementação das tecnologias eólica onshore e FV, quando, dada a

procura existente, a produção não se encontra limitada pela saturação da capacidade. Após isto, o

sistema investe na eólica offshore, seguida da tecnologia das ondas, sendo que, ao longo de toda

esta evolução, a implementação de cada uma das tecnologias parece relacionar-se apenas com a

saturação da capacidade de alguma outra.

Esta análise vem reforçar a ideia de complementaridade FV-concentrada, dado o grau de liberdade

existente neste estudo para a fonte solar, na qual se prescinde da componente económica em função

da necessidade (imposta) de um total abastecimento (Figura 6.16). Deste modo, a implantação de

determinada tecnologia nem sempre se relaciona com o menor custo, mas sim com uma necessidade

de assegurar a componente do fornecimento. Constata-se ainda que, para uma evolução do consumo

superior à verificada em C6 em 160%, existe já uma saturação da produção, e onde toda a

capacidade solar instalada se refere à tecnologia solar concentrada.

Deste modo, verifica-se ainda que, os limites técnicos inerentes à instalação de nova capacidade

poderão afetar de forma significativa, a médio e longo prazo, os custos associados à necessidade de

0

15

30

45

60

75

90

105

120

0

5

10

15

20

25

30

35

40

0 20 40 60 80 100 120 140

[TW

h]

CI -

[TW

]

% da evolucão do consumo (100%=C6)

Solar Concentrada

Solar Fotovoltaica

Ondas

Eólica Offshore

Eólica Onshore

Consumo

68

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

[TW

h]

0

20

40

60

80

100

120

[TW

h]

implementar tecnologias, que não sendo tão rentáveis do ponto de vista económico, asseguram o

correto fornecimento energético.

6.3 Evolução Global da Produção (cenários C1 a C4)

Os níveis de produção ilustrados na figura mostram diferenças para o período compreendido entre os

anos de 2020 e 2030. Observando a análise, podemos verificar que neste período, Portugal se

mostra como uma região importadora/exportadora, considerando os cenários C1 e C2

respetivamente.

(a) (b)

Figura 6.17 – Evolução da produção por fonte: (a) - C1; (b) - C2

(a) (b)

Figura 6.18 – Evolução da produção por fonte: (a) – C3; (b) - C4

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

Solar Fotovoltaica

Eólica Onshore


Hídrica Total

Biomassa

Gás Natural

Carvão

Fuel Óleo

0

20

40

60

80

100

120 Solar Concentrada

Solar Fotovoltaica

Ondas

Eólica Offshore

Eólica Onshore


Hídrica Total

Biomassa

Gás Natural

Carvão

Fuel Óleo

Custos

Fornecimento Ambiente

Figura 6.16 – Componentes do estudo de planeamento

69

Quanto aos cenários C3 e C4, a Figura 6.18 revela a evolução para a produção, também em linha

com a quantidade exportada, onde, (b) presenta valores consideravelmente superiores entre 2020 e

2045. Tal fato poderá dever-se a um maior investimento em centrais baseadas em FER em C4, dado

um maior aproveitamento dos recursos existentes em cada região. Assim, o modelo deverá optar pela

instalação destas tecnologias, numa fase inicial, em regiões com um maior FC, procedendo

posteriormente à exportação para regiões com níveis de sustentabilidade inferiores. De notar no

entanto que, ao longo do tempo, e com a já referida suturação de capacidade, a metodologia de

desagregação não leva, necessariamente, a uma aumento dos níveis de produção visto que a

médio/longo prazo existe também a necessidade de instalar tecnologias em regiões com menores

FC, sendo que, o FC global para o cenário desagregado se poderá mostrar inferior àquele que se

verifica na ausência de desagregação.

Constata-se ainda que, ambos os cenários C3 e C4 verificam uma produção de base hídrica e fóssil

de cerca de 16,1% e 15,5%, respetivamente, indo ao encontro da já menciona obrigatoriedade de

produção de base fóssil e hídrica mínima de 15% referida em (APA, 2012b). Isto em termos médios

anuais e excluindo a produção por bombagem.

6.4 Custos de Mitigação

Uma vez que não são considerados preços de importação/exportação relacionados com o MIBEL, e

que Espanha não admite uma metodologia de desagregação, considera-se, para efeitos de cálculo

dos custos de mitigação dos GEE, os cenários C5 a C8, nos quais se considera o sistema elétrico

português como um sistema isolado.

Através da comparação dos cenários com e sem restrições às emissões de CO2eq, determinam-se os

custos associados às reduções das emissões de GEE, isto para ambos os casos em que se

consideram a ausência e presença da metodologia de desagregação, C5-C6 e C7-C8,

respetivamente.

Figura 6.19 – Evolução da diferença das emissões de CO2eq dos custos totais

-500

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

3500

4000

4500

5000

0

5

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25

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50

2015 2020 2025 2030 2035 2040 2045 2050

Cu

sto

s: k

€2

01

0

Emis

soe

s G

EE: M

ton

CO

2e

q

Diferença entre emissões (C7-C8) Diferença entre emissões (C5 - C6)

Diferença entre custos (C7-C8) Diferença entre custos (C5-C6)

70

Estes custos têm por base:

Cost_Act: Custos de atividade, que se relacionam diretamente com a energia produzida;

Cost_Fom: Custos fixos de manutenção;

Cost_Flo: Custos de importação de combustíveis;

Cost_Inv: Custos de investimento.

A Figura 6.19 retrata a evolução da diferença entre as emissões de CO2eq e os custos para os pares

de cenários mencionados.

Os valores totais, correspondentes a estas diferenças, encontram-se no Anexo H.

Para ambos os cenários, com e sem desagregação, é notória uma maior taxa de evolução do

aumento das emissões, indo ao encontro das emissões apresentadas na Figura 6.9 – pg. 63.

Com base nas diferenças apresentadas na Figura 6.19, calculam-se assim os custos de mitigação, i.

e., a diferença entre os custos totais, com respeito à quantidade de emissões reduzidas.

Figura 6.20 – Evolução dos custos de mitigação

A Figura 6.20 ilustra a evolução dos custos de mitigação, associados aos pares de cenários em

estudo.

Pela observação da mesma, podemos verificar que C5-C6 exibe menores custos de mitigação até

2030-2035, sendo que, que após esta altura, a análise aos cenários sem desagregação (C5-C6)

revela custos superiores, quando comparados com os custos de (C7-C8). Tal fato deverá relacionar-

se com o investimento em centrais térmicas, na ausência de uma desagregação, representando um

menor custo total, enquanto que, em C8, o sistema opta pela introdução de renováveis, visto

determinadas regiões apresentarem potenciais mais elevados, conduzindo a uma compensação a

médio prazo. Após isto e em linha com as reduções de emissões, existe uma “obrigatoriedade” para a

implantação de centrais baseadas em FER, pelo que, os custos C5-C6 se revelam superiores.

O constante aumento destes custos, para ambas as análises, deverá de se relacionar também com a

já referida saturação da CI, levando a investir em tecnologias que representem maiores níveis de

produção face a uma mesma CI, mas que, contudo, representam custos mais avultados.

2015 2020 2025 2030 2035 2040 2045 2050

C5-C6 0,0 12,7 15,0 21,8 24,7 29,5 35,8 48,5

C7-C8 -1,9 20,7 18,7 23,7 23,1 26,3 33,3 41,2

-10

0

10

20

30

40

50

€ 20

10/t

on

CO

2e

q m

itig

ado

71

7 Conclusões e Trabalho Futuro

Conclui-se que um cenário onde não se incluam restrições às emissões de CO2eq permite uma

penetração de centrais termoelétricas na quase totalidade, à exceção da eólica onshore, cuja

implantação também se verifica. Este cenário, apresenta também uma menor CI global, dada a maior

disponibilidade das centrais térmicas para operarem à carga máxima, levando, no entanto, como, a

um aumento das emissões em todo o horizonte em estudo, em linha com um aumento da procura.

Permitem ainda elevar os níveis de sustentabilidade regional, ainda que não em termos renováveis,

levando à redução das trocas de eletricidade entre regiões e a uma consequente diminuição das

perdas associadas ao transporte.

Contrariamente, a restrição às emissões de GEE leva a uma maior sustentabilidade no quadro das

FER, contudo, esta escolha apresenta custos acrescidos, devendo estes de ser corretamente

ponderados com fatores económicos e planos de mitigação.

Um acréscimo na implementação de renováveis, permite que Portugal obtenha um saldo exportador a

médio prazo, sendo que, para a análise onde se incluí a metodologia de desagregação, se verifica um

saldo ligeiramente superior, dada a escolha, por instalar numa primeira fase, centrais em regiões que

verifiquem um maior potencial.

Os limites técnicos à CI influenciam diretamente a instalação de novas centrais, onde se verifica que

determinada tecnologia é implementada em função da saturação da CI de alguma outra. Isto tem um

efeito direto nos custos inerentes ao setor elétrico, levando o sistema a optar pela implantação de

tecnologias de maior eficiência, de forma de aumentar a produtividade a capacidade constante, dada

a necessidade de manter o correto fornecimento, o que contribuí para o constante aumento dos

custos de mitigação ao longo do tempo.

Conclui-se também que, um cenário de desagregação permite uma redução significativa dos

crescentes custos de mitigação, associados aos limites impostos às emissões de GEE, quando

comparado com o cenário na ausência desta metodologia. A adoção desta metodologia verifica ainda

uma extinção da dependência da importação a médio prazo, em contraste com uma predominância

da exportação, quando se considera o sistema elétrico português integrado no sistema luso-espanhol.

Para trabalho futuro poderiam ser incluídos estudos mais detalhados para estimar evolução da

procura, atendendo às regiões consideradas.

A diferenciação do FC regional para a tecnologia das ondas, bem como a metodologia aplicada a

Espanha, contemplando, simultaneamente, a integração do sistema elétrico de português com o

espanhol, viria a reforçar a aplicação da mesma, onde é de esperar que as diferenças entre os

cenários (com e sem desagregação) sejam mais notórias e/ou conclusivas.

Deverá ser considerado ainda o real impacto na componente económica, dos limites à CI, estudando

de forma mais detalhada estes valores para as regiões a considerar dada uma metodologia de

desagregação espacial. Assim como a introdução de um maior leque de novas tecnologias de

geração a implementar, de modo a reduzir as limitações do estudo, dada a saturação uma possível

saturação da capacidade das tecnologias implementadas.

72

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Disponível em: http://www.centrodeinformacao.ren.pt/PT/publicacoes/PublicacoesGerais/

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Ambiental. 2009-2014 (2019).

Disponível em: www.centrodeinformacao.ren.pt/PT/publicacoes/PlanoInvestimentoRNT


REN, 2011. Plano de Desenvolvimento e Investimento da Rede de Transporte de Electricidade. 2012-

2017 (2022).

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REN, 2014. Caracterização da Rede nacional de Transporte para efeitos de acesso à rede. Situação

a 31 de Dezembro de 2013.

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Disponível em: www.ren21.net/Portals/0/documents/Resources/GSR/2013/GSR2013_lowres.pdf


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Seebregts A., e. a. 2009. How may CCS technology affect the electricity market in North-Western

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UN, 1998. KYOTO PROTOCOL TO THE UNITED NATIONS FRAMEWORK CONVENTION ON

CLIMATE CHANGE.

Disponível em: http://unfccc.int/resource/docs/convkp/kpeng.pdf


Vailancourt K., et. al., 2013. A Canadian 2050 Energy Outlook: Analysis with the Multi-Regional Model

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Disponível em: www.gerad.ca/fichiers/cahiers/G-2013-70.pdf

[Acedido: Fevereiro 2014 ]

WEC, 2007. Deciding The Future: Energy Policy Scenarios to 2050.

Disponível em: http://www.worldenergy.org/documents/scenarios_study_es_online.pdf

[Acedido: agosto 2013 ]

WEC, 2011. Policies for the future. 2011 Assessment of country energy and policies.

Disponível em: http://www.worldenergy.org/wp-content/uploads/2012/10/PUB_wec_2011_

assessment_of_energy_and_climate_policies_2011_WEC.pdf


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Entidades e Organismos consultados da internet

ADENE www.adene.pt

EEA www.eea.europa.eu/pt

IEA www.iea.org

IPCC www.ipcc.ch

DGEG www.dgeg.pt

EDP www.edp.pt

EC http://ec.europa.eu

ECF www.europeanclimate.org

EU http://europa.eu

EWEA www.ewea.org

E2p http://e2p.inegi.up.pt

GWEC www.gwec.net

IGEO www.igeo.pt

INE www.ine.pt

IPCC www.ipcc.ch

IRENA www.irena.org

OCDE www.oecd.org

REN www.ren.pt

REN21 www.ren21.net

NU www.un.org

WEC www.worldenergy.org

79

Lista de ANEXOS

A.I

Anexo A – Representação esquemática do SEN

Produção

Fontes de Energia

Tecnologias

Ambiente

Investimento

Licenciamento

Regimes de Produção

Tarifas

Transmissão

RNT

Ambiente

Abastecimento

Segurança

REN

Distribuição

RND

Concessão

EDP Distribuição

Comercialização

Fornecedores

Concorrência

Consumidor

Tarifas

Liberalização

Informação

ERSE


Mercado Organizados

EU

Membros

Produtores

Comercializadores

Mercado Ibérico

Oferta e Procura

MIBEL

ERSE

Operações Logísticas na


Consumidores

Liberalização


Ausência de Encargos

OLMC

ERSE

EDP Distribuição

Cadeia de Valor

Figura AA – Representação esquemática e palavras-chave para cada uma das áreas do SEN

A.II

Anexo B – Listagem das futuras barragens e centrais termoelétricas

Tabela AB1 – Algumas das características das centrais hidroelétricas atualmente em construção

Tabela AB2 – Algumas propriedades das centrais termoelétricas atualmente em atividade

Distrito Designação CI [MW] Tecnologia de

Combustão Rendimento Atribuído [%] Ano

a

COI Lares 862 GNCC 55 2009

Lavos (Iberdrola) 830 GNCC 55 2017

Sporgen 67.4 GN 55 2000

LEI Carriço 30 GN 55 2003

LIS Energin 43.7 GN 55 2002

Ribatejo 1176 GNCC 55 2004

POR Tapada do Outeiro 990 GNCC 55 1998

SAN Pego 576 Carvão 43 1993

Pego C. C. 837 GNCC 55 2010

Pego II 417 GNCC 55 2011

SET Barreiro (Fisigen) 24 GN 55 2010

Setúbal 946.4 Fuelóleo 40 1979

Sines 1192 Carvão 39 1985

Sines (Galp) 830 GNCC 55 2013

Total por Tecnologia 8821.5

a Entrada ao serviço

Distrito Designação CI [MW] Ano de entrada em ao serviço

AVE Ribeiradio - Ermida 77 2014

BRA Salamonde II 414 2015

Fridão 238 2018

Venda Nova III 736 2015

BGN Baixo Sabor 172 2014

GUA Girabolhos 365 2016

VRE Daivões 114 2018

Gouvães 880 2018

Alto Tâmega 160 2018

Foz Tua 252 2016

Total por Tecnologia 3408

A.III

Anexo C – Evolução regional da CI e Produção por fonte energética (cenários C2 e C4)

Tabela AC1 – Evolução da CI por distrito (cenário C2)

[MW]

2015 AVE BEJ BRA BGN CAB COI EVO FAR GUA LEI LIS PTL POR SAN SET VCA VRE VIS TOTAL

Fuel Óleo 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 946 0 0 0 946

Carvão 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 576 1192 0 0 0 1768

Gás Natural 0 0 0 0 0 929 0 0 0 30 1220 0 990 1254 854 0 0 0 5277

Biomassa 63 0 5 1 53 204 0 3 0 4 59 1 40 25 71 41 0 19 588 Hídrica Total 89 541 1388 1751 133 398 1 1 348 45 0 146 279 281 3 710 634 372 7120 Bombagem Hidroelétrica 0 516 1205 140 0 270 0 0 0 0 0 0 140 0 0 0 138 0 2409 Eólica Onshore 42 28 148 74 482 655 0 142 270 196 337 0 67 159 19 341 543 888 4391

Eólica Offshore 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 Ondas 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 Solar Fotovoltaica 0 103 0 0 0 0 1 20 0 0 6 0 0 0 0 0 0 0 131 Solar Concentrada 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

TOTAL 194 1188 2746 1966 668 2457 3 166 618 275 1621 147 1516 2295 3085 1092 1315 1280 22630


Fuel Óleo 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

Carvão 378 34 0 0 0 0 36 302 0 230 1039 16 746 576 602 0 0 0 3960

Gás Natural 0 0 0 0 0 1759 0 0 0 30 1220 0 990 1254 854 0 0 0 6107



TOTAL 572 1222 2984 2144 668 3287 38 468 1468 505 2736 163 2262 2476 1548 1092 3852 1280 28767


Fuel Óleo 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

Carvão 499 34 0 0 0 0 112 353 0 347 1343 22 874 199 855 0 0 0 4637

Gás Natural 0 0 0 0 0 1759 0 0 0 30 1220 0 990 1254 854 0 0 0 6107



TOTAL 693 1222 2984 2151 668 3287 115 519 1474 621 3044 168 2390 2106 1802 1092 3852 1280 29468

A.IV

[MW]


Fuel Óleo 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

Carvão 607 77 0 0 0 184 147 407 0 424 1470 57 1090 246 943 0 0 0 5650

Gás Natural 0 0 0 0 0 1692 0 0 0 30 1220 0 0 1254 854 0 0 0 5050 Biomassa 63 0 5 1 53 204 0 3 0 4 59 1 40 25 71 41 0 19 588 Hídrica Total 89 541 1626 1751 133 398 1 1 713 45 0 146 279 281 3 710 2040 372 9129 Bombagem Hidroelétrica 0 516 1205 140 0 270 0 0 335 0 0 0 140 0 0 0 1269 0 3875 Eólica Onshore 37 28 17 267 447 437 0 129 432 87 419 0 30 356 0 290 379 742 4097 Eólica Offshore 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 Ondas 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 Solar Fotovoltaica 0 103 0 0 0 0 1 20 0 0 6 0 0 0 0 0 0 0 131 Solar Concentrada 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 TOTAL 795 1265 2853 2159 633 3185 150 560 1480 589 3174 204 1579 2161 1870 1041 3688 1134 28520


Fuel Óleo 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

Carvão 671 77 0 0 127 406 151 489 0 489 1600 57 1369 286 1053 80 0 19 6875



Fuel Óleo 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

Carvão 723 77 0 0 144 406 151 504 0 551 1734 57 1471 331 1109 110 0 19 7387


A.V

[MW]


Fuel Óleo 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

Carvão 749 77 0 0 144 406 151 504 0 551 1856 57 1471 338 1192 110 0 19 7625



Fuel Óleo 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

Carvão 811 77 0 0 144 406 151 536 0 608 1999 57 1614 359 1275 150 0 23 8210


A.VI

Tabela AC2 – Evolução da CI por distrito (cenário C4)

[MW]


Fuel Óleo 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 946 0 0 0 946

Carvão 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 576 1192 0 0 0 1768

Gás Natural 0 0 0 0 0 929 0 0 0 30 1220 0 990 1254 854 0 0 0 5277 Biomassa 63 0 5 1 53 204 0 3 0 4 59 1 40 25 71 41 0 19 588

Hídrica Total 89 541 1388 1751 133 398 1 1 348 45 0 146 279 281 3 710 634 372 7120 Bombagem Hidroelétrica 0 516 1205 140 0 270 0 0 0 0 0 0 140 0 0 0 138 0 2409 Eólica Onshore 42 28 148 74 482 655 0 142 270 196 337 0 67 159 19 341 543 888 4391 Eólica Offshore 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

Ondas 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 Solar Fotovoltaica 0 103 0 0 0 0 1 20 0 0 6 0 0 0 2 0 0 0 132 Solar Concentrada 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 TOTAL 194 1188 2746 1966 668 2457 3 166 618 275 1621 147 1516 2295 3087 1092 1315 1280 22632


Fuel Óleo 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

Carvão 0 0 0 0 0 0 0 168 0 0 1035 0 0 576 0 0 0 0 1779





Fuel Óleo 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

Carvão 0 0 0 0 0 0 0 168 0 0 1035 0 0 0 0 0 0 0 1203




A.VII

[MW]


Fuel Óleo 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

Carvão 0 0 0 0 0 0 0 168 0 0 1035 0 0 0 0 0 0 0 1203



Fuel Óleo 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

Carvão 346 0 0 0 0 0 0 168 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 514



Fuel Óleo 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

Carvão 346 0 0 0 0 0 0 168 0 0 1035 0 0 0 0 0 0 0 1549


A.VIII

[MW]


Fuel Óleo 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

Carvão 346 0 0 0 0 0 0 168 0 0 1035 0 0 0 0 0 0 0 1549



Fuel Óleo 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

Carvão 542 0 0 0 0 0 0 168 0 0 1035 0 0 0 0 0 0 0 1744


A.IX

Tabela AC3 - Evolução da produção por distrito (cenário C2)

[GWh]


Fuel Óleo 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

Carvão 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 4541 9398 0 0 0 13939





Fuel Óleo 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

Carvão 2685 236 0 0 0 0 254 2349 0 1652 8177 118 5309 4541 4729 0 0 0 30050

Gás Natural 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

Biomassa 258 0 18 3 217 839 0 11 0 15 208 2 143 101 290 169 0 78 2351




Fuel Óleo 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

Carvão 3601 233 0 0 0 0 858 2750 0 2554 10532 157 6144 1566 6718 0 0 0 35114




A.X

[GWh]


Fuel Óleo 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

Carvão 3907 523 0 0 0 1451 1079 3083 0 2838 10586 410 6621 1936 7153 0 0 0 39586





Fuel Óleo 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

Carvão 4507 528 0 0 1005 3198 1115 3799 0 3387 11788 411 8837 2253 8112 634 0 150 49723





Fuel Óleo 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

Carvão 4851 519 0 0 1135 3198 1117 3871 0 3871 12860 412 9568 2611 8608 871 0 150 53641

Gás Natural 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 Biomassa 258 0 18 3 217 839 0 11 0 15 208 2 143 101 290 169 0 78 2351 Hídrica Total 189 642 5693 2987 203 317 1 0 932 87 0 216 447 311 2 544 2620 779 15971

Bombagem Hidroelétrica 0 19 204 192 0 2 0 0 71 0 0 0 26 0 0 0 199 0 713 Eólica Onshore 0 552 0 733 0 0 0 261 1106 0 1041 0 0 922 0 0 0 0 4614 Eólica Offshore 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 Ondas 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

Solar Fotovoltaica 0 10 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 10 Solar Concentrada 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 TOTAL 5298 1742 5916 3916 1554 4356 1118 4143 2109 3973 14109 630 10184 3944 8900 1584 2818 1006 77301

A.XI

[GWh]


Fuel Óleo 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

Carvão 5065 515 0 0 1135 3198 1111 3765 0 3851 13679 405 9464 2665 9052 871 0 150 54925



Fuel Óleo 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

Carvão 5527 483 0 0 1135 3198 1099 4061 0 4305 14725 404 10530 2833 9695 1180 0 181 59354

Gás Natural 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0



TOTAL 5975 2048 5820 4046 1554 6208 1681 4808 2163 4407 15992 1105 11480 4213 9987 1893 4467 1037 88886

A.XII

Tabela AC4 – Evolução da produção por distrito (cenário C4)

[GWh]


Fuel Óleo 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

Carvão 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 4541 9398 0 0 0 13939





Fuel Óleo 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

Carvão 0 0 0 0 0 0 0 1324 0 0 8158 0 0 4541 0 0 0 0 14023





Fuel Óleo 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

Carvão 0 0 0 0 0 0 0 1324 0 0 8158 0 0 0 0 0 0 0 9482




A.XIII

[GWh]


Fuel Óleo 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

Carvão 0 0 0 0 0 0 0 1237 0 0 7498 0 0 0 0 0 0 0 8735





Fuel Óleo 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

Carvão 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0





Fuel Óleo 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

Carvão 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

Gás Natural 1157 0 0 0 0 181 0 0 0 57 5133 0 2221 392 22 0 0 0 9162 Biomassa 258 0 18 3 217 839 0 11 0 15 208 2 143 101 290 169 0 78 2351 Hídrica Total 189 642 5693 2987 203 317 1 0 932 87 0 216 447 311 2 544 2620 779 15971

Bombagem Hidroelétrica 0 1171 471 1050 0 14 0 0 412 0 0 0 0 0 0 0 191 0 3309 Eólica Onshore 285 835 455 733 1521 1803 534 704 1106 681 1041 444 330 922 320 888 1569 2251 16422 Eólica Offshore 1387 1640 272 0 0 1385 0 6931 0 2720 3099 0 1844 0 3045 777 0 0 23101 Ondas 178 0 0 0 0 0 0 0 0 0 2215 0 0 0 0 0 0 0 2393

Solar Fotovoltaica 412 1824 219 988 1045 575 1175 784 827 525 427 957 334 1054 829 175 633 723 13504 Solar Concentrada 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 TOTAL 3867 6113 7127 5761 2986 5113 1710 8430 3277 4085 12122 1620 5320 2779 4508 2553 5012 3830 86213

A.XIV

[GWh]


Fuel Óleo 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

Carvão 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0



Fuel Óleo 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

Carvão 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0


A.XV

Anexo D – Evolução das trocas de eletricidade entre distritos (cenários C2 e C4)

Tabela AD1 – Evolução da importação* de eletricidade em cada um dos distritos (C2) [GWh]

Distrito Importador 2015 2020 2025 2030 2035 2040 2045 2050 TOTAL Distrital

AVE

COI 15 44 9 22 17 30 145 52 333 POR 8 223 130 310 345 216 384 467 2083 VIS 3580 1023 605 505 352 516 341 266 7186

BEJ

EVO 970 112 140 41 58 33 13 47 1413 FAR 0 9 17 22 20 5 57 9 139 SET 1096 0 7 1 85 1 0 0 1190

BRA 0 0 0 0 0 0 0 0 POR 0 0 0 0 3 11 0 1 15 VCA 2275 342 355 172 337 422 233 247 4382 VRE 0 69 111 317 220 207 647 683 2254

BGN

GUA 0 200 266 240 202 148 136 130 1323

VIS 0 51 91 73 0 0 0 0 214 VRE 0 676 793 371 205 139 325 240 2747

CAB

COI 0 5 1 0 0 0 30 21 57

GUA 396 413 194 1122 803 740 1051 1058 5775 LEI 0 0 0 1 4 15 8 10 38

PTL 2153 1 12 16 7 20 53 92 2353 SAN 0 2 0 0 7 22 7 25 63

COI

AVE 0 0 0 10 15 36 0 4 64 CAB 31 54 49 13 1 9 0 3 160 GUA 946 828 1044 579 422 483 36 49 4387

LEI 0 0 21 43 55 167 2 27 315 VIS 121 226 320 673 421 523 501 533 3318

EVO

BEJ 0 109 66 37 20 62 193 51 538 PTL 28 32 20 16 6 1 111 86 300

SAN 0 376 94 57 57 48 18 5 655 SET 3 0 1 0 29 0 0 0 34

FAR

BEJ 2023 57 37 115 43 129 201 215 2820

GUA

BGN 749 126 207 693 398 293 464 455 3385 CAB 0 0 0 0 0 0 0 2 2

LEI

CAB 2767 442 67 328 291 478 327 278 4977 COI 570 168 146 571 524 428 802 679 3887 LIS 0 0 8 26 45 66 43 37 226

SAN 0 154 5 3 4 11 3 3 184 LIS

LEI 1234 15 31 429 391 545 574 500 3718 SAN 7482 1369 67 611 463 260 390 441 11083

PTL

CAB 1 327 287 69 38 31 6 0 760 EVO 0 0 6 15 10 4 0 15 51 SAN 0 8 9 12 18 57 15 8 127

POR

AVE 0 0 0 9 9 7 15 5 44 BRA 4011 541 622 1586 1438 1437 1466 1421 12522 VIS 1653 372 383 261 4 1 23 1 2698

VRE 1821 2236 1968 1664 747 662 1242 1091 11431 SAN

CAB 244 3 88 795 478 254 659 640 3160 EVO 1528 0 92 72 27 19 63 107 1909

LEI 0 0 7 3 1 2 1 3 17 LIS 0 0 58 33 22 25 26 55 220

SET 2805 0 2 1 37 0 6 1 2852 SET

BEJ 0 35 5 7 0 27 23 10 108 EVO 0 80 0 0 0 0 11 122 214 SAN 0 1238 25 268 124 107 318 228 2307

VCA

BRA 0 1918 1695 536 498 371 392 272 5682

VRE

BGN 447 29 13 113 36 49 39 35 759

VIS

AVE 0 0 0 0 21 22 1 13 57 BGN 4034 402 308 682 1119 1621 943 1024 10134 COI 0 0 0 0 0 0 209 141 350

GUA 0 14 3 31 199 128 417 351 1145 POR 0 0 0 0 27 30 0 0 57 VRE 6 51 55 253 422 477 705 822 2792

TOTAL Anual 42996 14377 10541 13824 11122 11398 13677 13078 131013

*Correspondente a 98,3% do valor exportado (dadas as PEJ de 1,7% consideradas para a RNT) – Exclui MIBEL

A.XVI

Tabela AD2 - Evolução da importação* de eletricidade em cada um dos distritos (C4) [GWh]

Distrito Importador 2015 2020 2025 2030 2035 2040 2045 2050 TOTAL Distrital TbTvdfvTOTA AVE

COI 15 94 33 0 710 716 448 2686 4702 POR 17 332 273 37 38 73 63 0 833 VIS 3571 3385 3637 4264 1136 1395 1093 88 18567

BEJ

EVO 1393 334 17 201 0 0 0 0 1946 FAR 0 0 15 0 3016 4093 5202 10626 22953 SET 673 0 0 0 0 0 0 0 673

BRA

POR 0 0 0 0 0 0 0 10 10 VCA 2379 1644 2021 3478 172 207 341 86 10328 VRE 0 0 0 0 143 123 100 795 1162

BGN

GUA 0 0 0 0 597 124 43 2027 2791

VIS 0 0 0 0 95 1 0 23 119 VRE 0 9 0 0 285 81 43 73 491

CAB

COI 0 0 0 0 8 0 1 0 9

GUA 274 864 1806 1827 301 357 473 4 5905 LEI 0 0 0 0 0 0 0 0 0

PTL 2015 208 633 355 8 113 178 168 3678 SAN 0 0 0 0 0 0 0 109 109

COI

AVE 0 0 0 0 0 0 2 0 2 CAB 33 33 74 6 24 187 87 741 1185 GUA 737 866 654 1280 704 847 872 5 5964

LEI 0 0 0 0 1 0 2 1448 1451 VIS 446 571 1308 2480 52 9 78 0 4943

EVO

BEJ 0 0 0 0 1503 1530 1705 11215 15954 PTL 172 1396 2087 4196 30 56 79 0 8016

SAN 0 0 0 0 5 0 0 0 5 SET 3 0 0 0 0 0 0 49 52

FAR 0 0 0 0 0 0 0 0 BEJ 2023 758 697 1130 0 0 0 0 4608

GUA

BGN 417 359 849 1478 7 0 9 0 3119 CAB 0 0 0 0 0 0 0 755 755 COI 0 0 0 0 0 0 0 10 10 VIS 0 0 0 0 2 0 0 0 2

LEI

CAB 2096 985 1837 1370 1033 500 751 56 8628 COI 686 722 1283 2655 473 285 380 12 6496 LIS 0 0 0 0 0 98 1 0 98

SAN 0 742 0 0 83 8 0 99 933 LIS

LEI 689 253 889 1487 1173 746 1738 1996 8972 SAN 8027 1150 1279 2342 2278 2294 2950 5270 25591

PTL 0 0 0 0 0 0 0 0 CAB 1 0 0 0 248 23 18 61 350 EVO 0 0 0 0 12 27 34 3428 3501 SAN 0 0 0 0 8 2 0 51 61

POR

AVE 0 0 0 0 114 55 34 998 1200 BRA 4091 3892 4336 5283 764 1659 1397 232 21655 VIS 1630 1301 1320 981 1095 1239 1341 2087 10996

VRE 1772 3228 3261 3161 3471 3794 3787 2687 25163 SAN

CAB 658 834 1765 1938 507 1147 1076 44 7968 EVO 1246 0 1153 1837 863 1043 1578 3667 11388

LEI 0 0 15 0 28 1 26 14 85 LIS 0 0 0 0 6 239 88 0 333

SET 3228 0 0 0 637 870 1835 3538 10108 SET

BEJ 0 67 413 45 4284 5397 6395 3866 20468 EVO 0 3945 5233 6785 2 7 10 0 15981 SAN 0 2071 617 122 1 6 0 0 2817

VCA

BRA 0 0 0 0 1662 671 741 2873 5947

VRE

BGN 366 244 67 6 188 421 520 11 1822

VIS 0 0 0 0 0 0 0 3 3 VIS

BGN 4336 3827 4556 5907 189 488 599 11 19913 COI 0 0 0 0 17 14 7 318 357

GUA 4 4 0 0 436 566 421 469 1900 VRE 0 285 346 337 16 19 83 0 1086

TOTAL Anual 42996 34401 42476 54988 28424 31532 36631 62710 334158

*Correspondente a 98,3% do valor exportado (dadas as PEJ de 1,7% consideradas para a RNT) – Exclui MI

A.XVII

Anexo E – Evolução do saldo médio exportador MIBEL (cenários C1 a C4)

Tabela AF1 - Evolução do saldo médio exportador MIBEL (C1)

[GWh] 2015 2020 2025 2030 2035 2040 2045 2050

Exportação 8 1561 2723 1792 1701 1847 645 2637

Importação 10201 3747 2584 1144 917 732 2083 284

SALDO Exportador -10193 -2186 138 648 783 1116 -1438 2353

Tabela AF2 - Evolução do saldo exportador MIBEL (C2)

[GWh] 2015 2020 2025 2030 2035 2040 2045 2050

Exportação 8 81 314 56 2331 2601 1302 18362

Importação 10205 10730 12714 19099 3157 69 2498 0

SALDO Exportador -10198 -10649 -12400 -19043 -827 2532 -1197 18362


[GWh] 2015 2020 2025 2030 2035 2040 2045 2050

Exportação

BGN 3 3571 3783 2042 1727 1237 1758 1566

EVO 0 74 81 112 109 94 141 218

PTL 0 178 151 76 29 26 148 111

VCA 12 2249 1913 537 408 346 225 236

TOTAL 15 6072 5927 2767 2273 1703 2272 2131

Importação

BGN 2742 226 198 22 34 113 22 27

EVO 3257 335 209 67 82 115 79 64

PTL 2485 78 95 27 42 71 6 15

VCA 1851 356 409 268 483 556 373 362

TOTAL 10334 995 911 385 641 855 480 469

SALDO Exportador -10319 5077 5017 2383 1631 847 1792 1662


[GWh] 2015 2020 2025 2030 2035 2040 2045 2050

Exportação

BGN 3 564 113 0 4217 2772 2326 5813

EVO 0 0 0 0 1228 1005 603 4689

PTL 0 0 0 0 1134 753 642 4380

VCA 12 224 155 18 2284 1282 1320 4731

TOTAL 15 788 268 18 8863 5811 4891 19613

Importação

BGN 2631 2128 2332 4426 0 1 0 0

EVO 3257 3343 4195 4620 0 0 19 0

PTL 2490 1576 2198 4097 0 0 13 0

VCA 1956 1573 1865 3224 0 3 87 0

TOTAL 10334 8620 10591 16367 1 5 119 0

SALDO Exportador -10319 -7832 -10323 -16349 8862 5807 4772 19613

A.XIII

Anexo F – Evolução das emissões de GEE em Espanha (cenários C1 a C4)

Tabela AF – Evolução das emissões de CO2eq em Espanha, 100%=1990*

*Onde se assumiu um valor de 81,5 Mton CO2eq para o setor elétrico (ver Figura 5.2 – p.55).

2015 2020 2025 2030 2035 2040 2045 2050

C1 79 76 96 150 214 235 260 278

C2 79 69 91 147 212 233 256 277

C3 91 71 48 39 27 17 9 4

C4 91 71 50 27 27 17 9 4

Restrição (C3-C4) 91 71 54 39 27 17 9 4

0

50

100

150

200

250

300

[%]

A.XIX

Anexo G – Evolução da CI e produção em Espanha por tecnologia (cenários

C1 a C4)

0

20

40

60

80

100

120

140

[GW

]

0

20

40

60

80

100

120

140

160

180

200

220

[GW

]

Figura AG1 - Evolução da CI em Espanha: (a) - C1; (b) - C2

Figura AG2 - Evolução da CI em Espanha: (a) - C3; (b) - C4

(a) (b)

(a) (b)

0

20

40

60

80

100

120

140Solar Concentrada

Solar Fotovoltaica

Ondas

Eólica Offshore

Eólica Onshore


Hídrica Total

Cogeração

Biomassa

Nuclear

Gás Natural

Carvão

Fuel Óleo

0

20

40

60

80

100

120

140

160

180

200


Solar Fotovoltaica

Ondas

Eólica Offshore

Eólica Onshore


Hídrica Total

Cogeração

Biomassa

Nuclear

Gás Natural

Carvão

Fuel Óleo

A.XX

Figura AG3 - Evolução da Produção em Espanha: (a) - C1; (b) - C2

Figura AG4 - Evolução da produção em Espanha: (a) - C3; (b) - C4

0

50

100

150

200

250

300

350

400

[TW

h]

0

50

100

150

200

250

300

350

400

450

[TW

h]

0

50

100

150

200

250

300

350

400Solar Concentrada

Solar Fotovoltaica

Ondas

Eólica Offshore

Eólica Onshore


Hídrica Total

Cogeração

Biomassa

Nuclear

Gás Natural

Carvão

Fuel Óleo

0

50

100

150

200

250

300

350

400


Solar Fotovoltaica

Ondas

Eólica Offshore

Eólica Onshore


Hídrica Total

Cogeração

Biomassa

Nuclear

Gás Natural

Carvão

Fuel Óleo

(a)

(b)

(b)

(a)

A.XXI

Anexo H – Custos de Mitigação

Tabela AG - Evolução dos custos e das emissões de CO2eq (cenários C5 a C8)

Cenário Atributo 2015 2020 2025 2030 2035 2040 2045 2050

C5

Cost_Act 0 59889 97727 137871 181749 203257 223660 213729

Cost_Flo 1013631 902860 1013357 1121534 1528428 1689257 2048475 2027065

Cost_Fom 0 52170 83226 123325 157171 175311 193673 287148

Cost_Inv 0 188739 295765 427076 535010 598804 661620 942528

Custos Totais 1013631 1203658 1490074 1809806 2402359 2666629 3127428 3470470

Emissões 17788049 21699805 26427634 32706500 40764846 44374318 47562623 45442211

C6

Cost_Act 0 17862 17026 18614 38037 34035 19239 8313

Cost_Flo 910357 976447 1034344 849594 683220 521714 295283 120490

Cost_Fom 22417 74474 175487 425092 770547 1053504 1542787 2086189

Cost_Inv 80889 262226 525630 1088768 1807258 2281256 2914786 3428591

Custos Totais 1013663 1331009 1752487 2382069 3299061 3890510 4772095 5643584

Emissões 14746865 11635539 8890896 6512937 4501662 2857070 1579161 667936

Diferença Custos 32 127351 262413 572264 896703 1223881 1644667 2173114

C5-C6 Diferença entre emissões 3041184 10064266 17536738 26193563 36263184 41517248 45983462 44774275

Custos de mitigação 0,0 12,7 15,0 21,8 24,7 29,5 35,8 48,5

C7

Cost_Act 0 55103 91794 129604 169315 189646 188392 208258

Cost_Flo 990969 856859 974863 1054230 1430304 1578305 1754872 1955524

Cost_Fom 0 63562 93592 140861 182078 203291 268504 295087

Cost_Inv 0 227244 330671 484973 616119 689185 883490 971101

Custos Totais 990969 1202768 1490920 1809668 2397815 2660427 3095258 3429970

Emissões 16590745 17821538 22633198 28452525 35818927 39147529 38671340 40773281

C8

Cost_Act 0 15347 14700 10359 8327 19944 15291 8168

Cost_Flo 913562 1013893 1096140 880785 590656 511628 295283 120490

Cost_Fom 16052 68598 158682 408240 781544 990727 1391995 1874558

Cost_Inv 57924 240500 478194 1030611 1739666 2091436 2626288 3079088

Custos Totais 987539 1338338 1747715 2329995 3120193 3613735 4328857 5082304

Emissões 14746865 11273943 8890896 6512937 4501662 2857070 1579161 667936

Diferença entre custos -3430 135570 256795 520327 722378 953308 1233600 1652333

C7-C8 Diferença entre emissões 1843880 6547596 13742302 21939588 31317265 36290459 37092179 40105345

Custos de Mitigação -1,9 20,7 18,7 23,7 23,1 26,3 33,3 41,2

Custos: k€2010; Emissões: tonCO2eq ; Custos de mitigação: €2010/ tonCO2eq

Modelação e otimização do sistema elétrico Português com ... · temporal, onde se integra a...

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