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Produção Distribuída Barreiras, Legislação e Apoios

MARIA TERESA PONCE DE LEÃO MANUEL JOÃO AGUIAR

EDIÇÃO INESC PORTO - INSTITUTO DE ENGENHARIA DE SISTEMAS E COMPUTADORES DO PORTO

ISBN 972-95194-4-7

Power Systems Unit

Power Systems Unit

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OPET NETWORK: ORGANISATIONS FOR THE PROMOTION OF ENERGY TECHNOLOGIES

The network of Organisations for the Promotion of Energy Technologies (OPET), supported by the European Commission, helps to disseminate new, clean and efficient energy technology solutions emerging from the research, development and demonstration activities of ENERGIE and its predecessor programmes. The activities of OPET Members across all member states, and of OPET Associates covering key world regions, include conferences, seminars, workshops, exhibitions, publications and other information and promotional actions aimed at stimulating the transfer and exploitation of improved energy technologies. Full details can be obtained through the OPET Internet website address http://europa.eu.int/comm/energy_transport/en/opet_en.html

OPET

1 ARCTIC VENET Norrlandsgatan 13 SW-901 03 Umeaa Contact: Ms. France Goulet Telephone: +46-90 163703 Facsimile: +46-90 163719 E-mail: [email protected] Merinova PO Box 810, FIN-65101, Vaasa, Finland Contact: Johan Wasberg Telephone: +358-6 2828261 Facsimile: +358-6 2828299 E-mail: [email protected] Sintef Sem Saelands vei 11 7034 Trondheim, Norway Contact: Jens Hetland Telephone: +47-73 597764 Facsimile: +47-73 592889 E-mail: [email protected] 2 IRELAND Irish Energy Centre Glasnevin Dublin 9, Ireland Contact: Rita Ward Telephone: +353-1 8369080 Facsimile: +353 1 8372848 E-mail: [email protected] 3 PORTUGAL ADENE Estrada de Alfragide, Praceta 1 PO-2720-537 Amadora Contact: Luis Silva Telephone: +351-1 4722818 Facsimile: +351-1 4722898 E-mail: [email protected] Instituto Superior Técnico Av. Rovisco Pais PO-1049-001 Lisboa Contact: Maria da Graça Carvalho Telephone: +351-1 8417372 Facsimile: +351-1 8475545 E-mail: [email protected] INESC-Porto Campus da FEUP Rua Dr. Roberto Frias, n.º. 378 4200-465 Porto Contact: Teresa Ponce Leão Telephone: +351-22 2094230 Facsimile: +351-22 2081450 E-mail: [email protected] 4 SCOTLAND NIFES 8 Woodside Terrace UK-G3 7UY Glasgow Contact: Andrew Hannah Telephone: +44 141 3322453 Facsimile: +44 141 3330402

E-mail: [email protected] Scottish Energy Efficiency Office UK-G2 6AT Glasgow Contact: Allan Mackie Telephone: +44 141 2425842 Facsimile: +44 141 2425691 E-mail: [email protected] 5 ENEA-ISNOVA ISNOVA Via Flaminia, 441 IT-00196 Rome Contact: Wen Guo Telephone: +39-06 30484059 Facsimile: +39-06 3048 4447 E-mail: [email protected] ENEA Via Anguillarese 301 S. Maria di Galeria IT-2400 Roma Contact: Francesco Ciampa Telephone: +39-06 30484118 Facsimile: +39-06 30484447 E-mail: [email protected] 6 ROMANIA ENERO Enegeticienilor 8 74568 Bucharest, Romania Contact: Alexandru Florescu Telephone: +40-1 322 0917 Facsimile: +40-1 322 27 90 E-mail: [email protected] 7 CRONOS FAST Piazzale Rodolfo Morandi 2 IT- 20121 Milano Contact: Paola Gabaldi Telephone: +39-02 76015672 Facsimile: +39-02 782485 E-mail: [email protected] ICAEN Av . Diagonal 453 bis, Atic E-08036 Barcelona Contact: Joan Josep Escobar Telephone: +34 93 6220500 Facsimile: +34 93 6220501 E-mail: [email protected] Multisassari StradaProvinciale La Crucca 5 IT-7100 Sassari Contact: Antonio Giovanni Rassu Telephone: +39-079 3026031 Facsimile: +39-079 3026212 E-mail: [email protected] ADEME-Corse Rue St. Claire 8 FR-20182 Ajaccio Contact: Toussaint Folacci Telephone: +33-49 5517700 Facsimile: +33-49 5512623 8 SLOVAKIA

Energy Centre Bratislava Bajkalská 27 827 99 Bratislava 27 -Slovakia Contact : Vladimir Hecl Telephone: +421-7 58248472 Facsimile: +421-7 58248470 E-mail: [email protected] 9 SEED ASTER Via Morgagni, 4 IT-40122 Bologna Contact: Elisabetta Toschi Telephone: +39-05 1236242 Facsimile: +39-05 1227803 E-mail: [email protected] CESEN Piazza della Vittoria 11A/8 IT-16121 Genova Contact: Salvatore Campana Telephone: +39-010 5769037 Facsimile: +39-010 541054 E-mail: [email protected] CESVIT Via G. del Pian dei Carpini IT-50127 Firenze Contact: Lorenzo Frattali Telephone: +39-055 4294239 Facsimile: +39-055 4294220 E-mail: [email protected] 10 NETHERLANDS NOVEM Swentiboldstraat 21 NL-6130 AA Sittard Contact: Theo Haanen Telephone: +31-46 4202304 Facsimile: +31-46 4528260 E-mail: [email protected] 11 EUZKADI-CYMRU EVE San Vicente, 8 Edificio Albia I-P 14, E-48001 Bilbao Contact: Juan Reig Giner Telephone: +34-94 4355600 Facsimile: +34-94 4249733 E-mail: [email protected] DULAS Unit1 Dyfi Eco Parc UK-SY20 8AX Machynlleth Contact: Janet Sanders Telephone: +44-1654 795014 Facsimile: +44-1654 703000 E-mail: [email protected] 12 DOPET Danish Technological Institute Gregersensvej DK-2630 Taastrup Contact: Nils Daugaard Telephone: +45-43 504350 Facsimile: +45-43 507222 E-mail: [email protected]

13 GERMANY Fiz Jülich DE-52425 Jülich Contact: Gillian Glaze Telephone: +49-2461 615928 Facsimile: +49-2461 612880 E-mail: [email protected] 14 SPAIN IDAE Paseo de la Castellana 95 E-28046 Madrid Contact: Virginia Vivanco Cohn Telephone: +34-91 4565024 Facsimile: +34-91 5551389 E-mail: [email protected] 15 BALKAN Sofia Energy Centre 51, James Boucher Blvd. 1407 Sofia, Bulgaria Contact : Violetta Groseva Telephone : +359-2 683542 Facsimile: +359-2 681461 E-mail: [email protected] ISPE P.O. 30-33 Lacul Tei Blvd. 1 72301 Bucharest, Romania Contact: Anca Popescu Telephone: +40-1 2103481 Facsimile. +40-1 2103481 E-mail: [email protected] EXERGIA 64, Louise Riencourt Str. GR-11523 Athens Contact: George Georgocostas Telephone: +30-1 6996185 Facsimile: +30-1 6996186 E-mail: [email protected] 16 RES POLAND EC BREC Rakowiecka 32 02-532 Warsaw, Poland Contact : Krzysztof Gierulski Telephone : +48-58 3016636 Facsimile: +48-58 3015788 E-mail: [email protected] 17 SWEDEN STEM - Swedish National Energy Administration 631 04 Eskilstuna, Sweden Contact: Sonja Ewerstein Telephone: +46-16 5442207 +46-70 6486919 Facsimile: +46-16 5442271 E-mail:[email protected] 18 CZECH REPUBLIC Technology Centre of the Academy of


Sciences Rozvojova 135 16502 Prague, Czech Republic Contact: Karel Klusacek Telephone : +420-2 20390213 Facsimile: +420-2 33321607 E-mail: [email protected] EGU Praha Podnikatelska, 1 19011 Prague, Czech Republic Contact: Jaromir Beran Telephone: +420-2 67193436 Facsimile: +420-2 6441268 E-mail: [email protected] DEA Benesova 425 66442 Prague, Czech Republic Contact: Hana Kuklinkova Telephone: +420-2452 22602 Facsimile: +420-2452 22684 E-mail: [email protected] 19 BLACK SEA Black Sea Regional Energy Centre Triaditza 8 1040 Sofia, Bulgaria Contact : Kanatova Ekateriana Telephone: +359-2 9806854 Facsimile: +359-2 9806854 E-mail: [email protected] 20 CROSS-BORDER BAVARIA AUSTRIA ZrEU Wieshuberstraße 3 DE-93059 Regensburg Contact: Toni Lautenschläger Telephone: +49-41 464190 Facsimile: +49-941 4641910 E-mail: [email protected] ESV – O.Ö. Energiesparverband Landstrasse 45 AT-4020 Linz Contact: Christiane Egger Telephone: +43-732 65844380 Facsimile: +43-732 65844383 E-mail: [email protected] Österreichische Kommunalkredit Türkenstrasse 9 AT-1092 Vienna Contact: Kathrin Kienel-Mayer Telephone: +43-1 31631440 Facsimile: +43-1 31631105 E-mail: [email protected] LEV-Landesenergieverein Steiermark Burggasse 9 AT-8010 Graz, Austria Contact: Stefan Kirchpal Telephone: +43-316 8775440 Facsimile: +43-316 8773391 E-mail: [email protected] 21 SOLID FUELS CIEMAT Avd. Complutense 22 E-28 040 Madrid Contact: Fernando Alegria Telephone: +34-91 3466343 Facsimile: +34-91 3466455 E-mail: [email protected] The Combustion Engineering Association 1a Clarke Street UK-CF5 5AL Cardiff Contact: David Arnold Telephone: +44-29 20400670 Facsimile: +44-29 20400672 E-mail: [email protected]

CSFTA Greece Contact: Emmanuel Kakaras Telephone: +30-1 6546637 Facsimile: +30-1 6527539 E-mail: [email protected] ICPET Certcetare VITAN, 236 74369 Bucharest, Romania Contact: Catalin Flueraru Telephone: +40-1 3229247 Facsimile: +40-1 3214170 E-mail: [email protected] World Coal Institute Oxford House, 182 Upper Richmond Road, Putney UK-London SW15 2SH Contact: Charlotte Griffiths Telephone: +44-20 82466611 Facsimile: +44-20 82466622 E-mail: [email protected] 22 FRANCE ADEME 27, Rue Louis Vicat FR-75015 Paris Contact: Florence Clément Telephone: +33-1 47652331 Facsimile: +33-1 46455236 E-mail: [email protected] 23 UK ETSU Harwell, Didcot UK-OX11 0RA Oxfordshire Contact: Lorraine Watling Telephone: +44 1235 432014 Facsimile: +44 1235 433434 E-mail: [email protected] WREAN 1 Newgents Entry UK-BT74 7DF Enniskillen Contact: Robert Gibson Telephone: +44-1365 328269 Facsimile: +44-1365 329771 E-mail: [email protected] 24 GIEC Guangzhou Institute of Energy Conversion 81 Central Martyrs’ Road 510070 Guangzhou, China Contact: Deng Yuanchang Telephone: +86-20 87606993 Facsimile: +86-20 87302770 E-mail: [email protected] Acta Energiae Sinica 3 Hua Yuan Lu, Haidian District 100083 Beijing, China Contact: Li Jintang Telephone: +86-10 62001037 Facsimile: +86-10 62012880 E-mail: [email protected] Committee of Biomass Energy, China Rural Energy Industrial Association 16 Dong San Huan Bei Lu, Chaoyang District 100026 Beijing, China Contact: Wang Mengjie Telephone: +86-10 65076385 Facsimile: +86-10 65076386 E-mail: [email protected] 25 CORA Saarlandische Energie-Agentur Altenkesselerstrasse 17 DE-66115 Saarbrücken Contact: Nicola Sacca Telephone: +49-681 9762174 Facsimile: +49-681 9762175

E-mail: [email protected] Brandenburgische Energiespar Feuerbachstraße 24/25 DE-14471 Potsdam Contact: Georg Wagener-Lohse Telephone: +49-331 98251-0 Facsimile: +49-331 98251-40 E-mail:[email protected] Zentrum für Innovation und Technik Nordrhein-Westfalen Dohne 54 DE-45468 Muelheim an der Ruhr Contact: Herbert Rath Telephone: +49-208 30004-23 Facsimile: +49-208 30004-29 E-mail: [email protected] Energieagentur Sachsen-Anhalt Universitaetsplatz 10 DE-39104 Magdeburg Contact: Werner Zscherpe Telephone: +49-391 73772-0 Facsimile: +49-391 73772-23 E-mail: [email protected] 26 FINLAND The National Technology Agency Kyllikinportti 2 FI-00101 Helsinki Contact: Marjatta Aarniala Telephone: +358-10 5215736 Facsimile: +358-1 5215905 E-mail: [email protected] Finntech Finnish Technology Teknikantie 12 FI-02151 Espoo Contact: Leena Grandell Telephone: +358-9 4566098 Facsimile: +358-9 4567008 E-mail: [email protected] Technical Research Centre Vuorimiehentie 5 PO Box 1000 FI-02044 Espoo Contact: Eija Alakangas Telephone: +358-14 672611 Facsimile: +358-14 672598 E-mail: [email protected] 27 European ISLANDS International Scientific Council for Island Development c/o UNESCO 1, rue Miollis FR-75015 Paris Contact: Cipriano Marin Telephone: +33-1 45684056 Facsimile: +33-1 45685804 E-mail: [email protected] ITER Poligono Industrial de Granadilla – Parque Eólico ES-38611 San Isidro – Tenerife Contact: Manuel Cendagorta Telephone: +34-922 391000 Facsimile: +34-922 391001 E-mail: [email protected] National Technical University of Athens 9, Heroon Polytechniou Str. GR-15780 Zografu – Athens Contact: Arthouros Zervos Telephone: +30-1 7721030 Facsimile: +30-1 7721047 E-mail: [email protected] AREAM Madeira Tecnopolo PO-9000-390 Funchal Contact: José Manuel Melim Mendes Telephone: +351-91 723300

Facsimile: +351-91 720033 E-mail: [email protected] A.N. Isole Minori Via dei Prefetti IT-186 Roma Contact: Franco Cavallaro Telephone: +39-090 361967 Facsimile: +39-090 343828 E-mail: [email protected] SAARE MAAVALITSUS Saaremaa County Government 1 Lossi Str. EE 3300 Kuressaare Estonia Contact: Tarmo Pikner Telephone: +372-4 533499 Facsimile: +372-4 533448 E-mail: [email protected] 28 GERMAN POLISH Berliner Energieagentur Rudolstr. 9 DE-10245 Berlin Contact: Ralf Goldmann Telephone: +49-30 29333031 Facsimile: +49-30 29333099 E-mail: [email protected] The Polish National Energy Conservation Agency (KAPE) Nowogrodzka 35/41 PL-00-691 Warsaw, Poland Contact : Marina Coey Telephone: +48-22 6224389 Facsimile: +48-22 6222796 E-mail: [email protected] Baltycka Poszanowania Energii (BAPE) Podwale Przedmiejskie 30 PL-80-824 Gdansk, Poland Contact: Edmund Wach Telephone: +48-58 3058436 Facsimile: +48-58 3058436 E-mail: [email protected] Niedersächsische Energieagentur Rühmkorffstrasse 1 DE-30163 Hannover Contact: Annerose Hörter Telephone: +49-511 9652917 Facsimile: +49-511 9652999 E-mail: [email protected] 29 INDIA Tata Energy Research Institute DARBARI SETH BLOCK Habitat Place, Lodi Road 110 003 New Delhi, India Contact: Amit Kumar Telephone: +91-11 4622246 Facsimile: +91-11 4621770 E-mail: [email protected] 30 HUNGARY National Technical Information Centre and Library (OMIKK) Muzeum u 17 H-1088 Budapest, Hungary Contact : Gyula Daniel Nyerges Telephone: +36-1 2663123 Facsimile: +36-1 3382702 E-mail: [email protected] KTI Institute for Transport Sciences Than Karoyl u. 3-5 Pf 107 H-1518 1119 Budapest, Hungary Contact: Imre Buki Telephone: +36-1 2055904 Facsimile: +36-1 2055927 E-mail: [email protected] Energy Centre Hungary


Könyves Kálmán Körút 76 H-1087 Budapest, Hungary Contact: Andras Kovacs Telephone: +36-1 3331304 Facsimile: +36-1 3039065 E-mail: [email protected] 31 PACTO ANDINO Cenergia Derain n° 198 Lima 41, Lima, Peru Contact: Jorge Aguinaga Diaz Telephone: +51-1 4759671 Facsimile: +51-1 2249847 E-mail: [email protected] Ministerio de Energia y Minas Direccion de Energias Alternativas Paez 884 y Mercadillo Edf. Interandina Quito, Ecuador Contact: Balseca Granja Telephone: +59-32 565474 Facsimile: +59-32 565474 E-mail: [email protected] UPB Circular 1 N° 73 56006 Medellin Colombia Contact: Dr. Farid Chejne Janna Telephone: +574 4125256 Facsimile: +574 4111207 E-mail: [email protected] 32 AUSTRIA E.V.A. Linke Wienzeile 18 AT-1060 Vienna Contact: Günter Simader Telephone: +43-1 5861524 Facsimile: +43-1 5869488 E-mail: [email protected] Ö.E.K.V. Museumstraße 5 AT-1070 Wien Contact: Franz Urban Telephone: +43-1 5237511 Facsimile: +43-1 5263609 E-mail: [email protected] BIT Wiedner Hauptstraße 76 AT-1040 Wien Contact: Manfred Horvat Telephone: +43-1 5811616-114 Facsimile: +43-1 5811616-18 E-mail: [email protected] Energieinstitut Vorarlberg Stadstraße 33/CCD AT-6850 Dornbim Contact: Kurt Hämmerle Telephone: +43-5572 31202-0 Facsimile: +43-512 589913-30 E-mail: haemmerle.energieinstitut@ccd. vol.at Energie Tirol Adamgasse 4/III AT-6020 Innsbruck Contact: Bruno Oberhuber Telephone: +43-512 589913 Facsimile: +43-512 589913-30 E-mail: [email protected] UBW - Salzburg Julius-Raab-Platz 1 AT-5027 Salzburg Contact: Wolfgang Schörghuber Telephone: +43-662 8888-339 Facsimile: +43-512 589913-30 E-mail: [email protected] AEE

Feldgasse 19 AT-8200 Gleisdorf Contact: Werner Weiss Telephone: +43-3112 588617 Facsimile: +43-3112 588618 E-mail: [email protected] 33 ESTONIA Estonian Energy Research Institute 1 Paldiski Road 10137 Tallinn, Estonia Contact: Inge Iroos Telephone: +372-2 450303 Facsimile: +372-2 6311570 E-mail: [email protected] Archimede – Estonian Foundation of EU Education & Research Programmes Kompanii 2 51007 Tartu, Estonia Contact: Rene Tönnisson Telephone: +372-7 300328 Facsimile: +372-7 300336 34 SLOVENIA Institute “Jozef Stefan” Jamova 39 SI-1001 Ljubljana, Slovenia Contact: Tomaz Fatur Telephone: +386-61 1885210 Facsimile: +386-61 1612335 E-mail: [email protected] Civil Engineering Institute ZRMK Dimiceva 12 SI-1000 Ljubljana, Slovenia Contact: Marjana Sijanec Zavri Telephone: +386-61 1888342 Facsimile: +386-61 1367451 E-mail: [email protected] University of Ljubljana, Center for Energy and Environment Technologies Askerceva 6 SI-1000 Ljubljana, Slovenia Contact: Vincenc Butala Telephone: +386-61 1771421 Facsimile: +386-61 218567 E-mail: [email protected] 35 RUSSIA Intersolarcenter 2, 1-st Veshyakovski Proezd 109456 Moscow, Russia Contact: Akhsr Pinov Telephone: +7-095 1719670 Facsimile: +7-095 17149670 E-mail: [email protected] St. Petersburg Energy Centre Polyustrovsky Prospect 15 Block 2 Kalininskiy Rayon 195221 St. Pertersburg, Russia Contact: Nikita Solovyov Telephone: +7-812 3271517 Facsimile: +7-812 3271518 E-mail: [email protected] 36 SOUTHERN AFRICA Minerals and Energy Policy Centre 76, Juta Street 2050 Braamfontein Johannesburg, South Africa Contact: Frank Hochmuth Telephone: +27-11 4038013 Facsimile: +27-11 4038023 E-mail: [email protected] Botswana Technology Centre 10062 Machel Drive Gaborone, Botswana Contact: Nick Ndaba Nikosanah Telephone: +267 314161 or 584092

Facsimile: +267 374677 E-mail: [email protected] 37 LATVIA EKODOMA Zentenes Street 12-49 1069 Riga, Latvia Contact : Andra Blumberga Telephone: +371 7210597 Facsimile: +371 7210597 E-mail: [email protected] RTU EED Kronvalda boulv. 1 LV-1010 Riga, Latvia Contact : Dagnija Blumberga Telephone: +371 9419783 Facsimile: +371 7089923 E-mail: [email protected] 38 HECOPET CRES 19th

Km Marathonos Ave. GR-190 09 Pikermi Contact: Maria Kontoni Telephone: +30-1 6039900 Facsimile: +30-1 6039911, 904 E-mail: [email protected] LDK Sp. Triantafyllou 7 GR-11361 Athens Contact: Christos Zacharias Telephone: +30-1 8629660 Facsimile: +30-1 8617681 E-mail: [email protected] 39 CAUCASUS Energy Efficiency Centre Georgia D. Agmegshenebeli Ave. 61 380002 Tbilisi, Georgia Contact: George Abulashvili Telephone: +995-32 943076 Facsimile: +995-32 921508 E-mail: [email protected] Energy Strategy Centre Amaranotsain str. 127 375047 Yerevan, Amenia Contact: Surev Shatvorian Telephone: +374-2 654052 Facsimile: +374-2 525783 E-mail: [email protected] Energy Center Azerbaijan Republic Zardabi Avenue 94 370016 Baku, Azerbaijan Contact: Marina Sosina Telephone: +994-12 314208 or 931645 Facsimile: +994-12 312036 E-mail: [email protected] 40 BELGIUM Vlaamse Thermie Coordinatie (VTC) Boeretang 200 BE-2400 Mol Contact: Greet Vanuytsel Telephone: +32-14 335822 Facsimile: +32-14 321185 E-mail: [email protected] Institut Wallon ASBL Boulevard Frère Orban 4 BE-5000 Namur Contact: Xavier Dubuisson Telephone: +32-81 250480 Facsimile: +32-81 250490 E-mail: [email protected] 41 LITHUANIA Lithuanian Energy Institute Breslaujos 3 3035 Kaunas, Lithuania

Contact: Vladislovas Katinas Telephone: +370-7 454034 Facsimile: +370-7 351271 E-mail: [email protected] 42 CYPRUS Applied Energy Centre of the Ministry of Commerce, Industry and Tourism Republic of Cyprus Araouzos 6 CY-1421 Nicosia Contact: Solon Kassinis Telephone: +357-2 867140 Facsimile: +357-2 375120 E-mail:[email protected] 43 ZERI Zheijiang Provincial Energy Research Institute 218 Wener Road 310012 Hangzhou, China Contact: Ms Huang Dongfeng Telephone: +86-571 8840792 Facsimile: +86-571 8823621 E-mail: huangdf @china-zeri.org 44 SOUTH SPAIN SODEAN Isaac Newton Isla de la Cartuja E-41092 Sevilla Contact: Maria Luisa Borra Marcos Telephone: +34-95 4460966 Facsimile: +34-95 4460628 E-mail:[email protected] A.G.E. Castilla la Mancha Tesifonte Gallego 22 E-2002 Albacete Contact: Agustin Aragon Mesa Telephone: +34-925 269800 Facsimile: +34-925 267872 E-mail: [email protected] SOFIEX Moreno de Vargas N° 6 E-6800 Merida Contact: Antonio Ruiz Romero Telephone: +34-924 319159 Facsimile: +34-924 319212 E-mail: [email protected] IMPIVA Plaza del Ayuntamiento, 6 E-48002 Valencia Contact: Joaquin Ortola Pastor Telephone: +34-96 3986336 Facsimile: +34-96 3986322 E-mail: [email protected] 45 ISRAEL Tel-Aviv University 69978 Tel Aviv, Israel Contact: Yair Sharan Telephone: +972-3 6407573 Facsimile: +972-3 6410193 E-mail: [email protected] Samuel Neaman Institute Technion City 32000 Haifa, Israel Contact: David Kohn Telephone: +972-4 8292158 Facsimile: +972-4 8231889 E-mail: [email protected] Manufacturers Association of Israel Industry House 29 Hamered St. 500022 – 68125 Tel-Aviv, Israel Contact: Yechiel Assia Telephone: +972-3 5198830 Facsimile: +972-3 5103152 E-mail: [email protected]

Barreiras, Legislação e Apoios

SIGLAS AT – Alta Tensão (tensão entre fases cujo valor eficaz é superior a 45 kV e igual ou inferior a 110 Kv)

CAE – Classificação Portuguesa das Actividades Económica CCR – Comissão de Coordenação Regional DGE – Direcção Geral da Energia DRE – Direcção Regional da Economia ERSE – Entidade Reguladora do Sector Eléctrico

IAPMEI – Instituto de Apoio às Pequenas e Médias Empresas MAPE – Medida de Apoio ao Aproveitamento do Potencial Energético e Racionalização de Consumos MT – Média Tensão (tensão entre fases cujo valor eficaz é superior a 1 kV e igual ou inferior a 45 kV) POE – Programa Operacional da Economia PROGRAMA E4 – Eficiência Energética e Energias Endógenas RARI – Regulamento de Acesso às Redes e Interligações ROC – Revisor Oficial de Contas RNT – Rede Nacional de Transporte SEI – Sistema Eléctrico Independente SEP – Sistema Eléctrico Público SIME – Sistema de Incentivos à Modernização Empresarial

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Índice

INTRODUÇÃO 8

BARREIRAS EXISTENTES À INTRODUÇÃO DE ENERGIAS RENOVÁVEIS E COGERAÇÃO 8

Segurança e Protecções 9

Qualidade de Serviço 10

Avaliação do impacto na rede 11

Ligação à rede 11

Energia Reactiva 12

Planeamento 13

Aquisição de Recursos 14

Condições contratuais e processuais 16

OUTROS ASPECTOS TRATADOS PELA LEGISLAÇÃO 20

Energias Renováveis 20

Cogeração 21

APOIOS ÀS ENERGIAS RENOVÁVEIS E COGERAÇÃO 24

Programa Operacional da Economia 24

Programa E4 30

NovEnergia 2010 33

BIBLIOGRAFIA 35

ANEXO 37

Energias Renováveis 37

Cogeração 40

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INTRODUÇÃO Muitas são as barreiras que evitam uma maior penetração das energias renováveis e da

cogeração, sendo algumas delas impostas pela própria legislação actualmente vigente, decreto-lei n.º 168/99, de 18 de Maio, decreto-lei n.º 538/99 de 13 de Dezembro e decreto-lei nº339-C/2001. As regras aplicáveis à produção de energia eléctrica a partir de recursos renováveis e à produção combinada de calor e electricidade foram primeiramente estabelecidas pelo decreto-lei n.º 189/88, de 27 de Maio. Posteriormente, com a aprovação em Julho de 1995, do conjunto de diplomas que deram origem ao novo enquadramento jurídico do Sistema Eléctrico Nacional, a produção combinada de calor e electricidade passou a reger-se pelo decreto-lei n.º 186/95, de 27 de Julho. Com o objectivo de adequar as disposições do decreto-lei n.º 189/88 a esse novo enquadramento, foi aprovado o decreto-lei n.º 313/95, de 24 de Novembro.

Contudo, nos anos seguintes, o sector energético de uma forma geral e o sector eléctrico, de uma forma particular, conheceram profundas transformações, nomeadamente a criação do mercado interno de energia e as crescentes preocupações com a defesa do meio ambiente. Para fazer face a estes aspectos foi aprovado o decreto-lei n.º 339-C/901, de 29 de Dezembro que constituiu uma revisão dos decreto-lei n.º 168/99, de 18 de Maio e n.º 189/88, de 27 de Maio, com a redacção que lhe foi dada pelo decreto-lei n.º 313/95, de 24 de Novembro. O objecto deste decreto-lei foi dar um novo impulso ao desenvolvimento dos recursos renováveis, contribuindo para uma mais ampla utilização das fontes endógenas de energia e permitindo uma maior articulação entre as políticas da energia e ambiente. De referir que este decreto-lei tem como anexos: Anexo I – Regulamento para Autorização das Instalações de Energia Eléctrica Integradas no Sistema Eléctrico Independente e Baseadas na Utilização de Recursos Renováveis; e o Anexo II – Tarifação. Estes textos são os anexos do decreto-lei n.º 168/99 revistos.

Pelas mesmas razões foi aprovado o decreto-lei n.º 538/99 de 13 de Dezembro relativo à produção combinada de calor electricidade. Entretanto verificou-se que o desenvolvimento esperado para a concretização de novas instalações não aumentou conforme o esperado, pelo que este decreto foi revisto através do decreto-lei n.º 313/2001 de 10 de Dezembro, 339-C/2001 de 29 de Dezembro e a portaria 57/2002 de 15 de Janeiro que introduziram algumas alterações.

Este documento faz uma análise sistemática aos factores de alguma forma responsáveis pela evolução da Produção Distribuída seja ela de origem renovável ou não. Assim, iremos discutir os aspectos relacionados com as barreiras a essa penetração, com a legislação vigente à data e com os incentivos e apoios existentes.

A concluir apresentar-se-á uma descrição dos programas, actualmente em vigor, que tem como objectivo facultar uma maior penetração da energia produzida a partir de formas de energia renováveis e através da produção combinada de energia e calor (cogeração).

BARREIRAS EXISTENTES À INTRODUÇÃO DE ENERGIAS RENOVÁVEIS E COGERAÇÃO

Podemos classificar as barreiras existentes à introdução das energias renováveis e cogeração em três grupos; (1) relativo à segurança e protecções, (2) relativo à qualidade de serviço e (3) relativo a aspectos relacionados com o planeamento.

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SEGURANÇA E PROTECÇÕES

Muitas das barreiras técnicas colocadas pelas empresas de distribuição à produção distribuída relacionam-se com a necessidade que estas tem de garantir a fiabilidade, segurança e qualidade de serviço do sistema, sendo as mais comuns:

• Exigências ao nível dos relés e aparelhos de interligação; • Exigências ao nível da qualidade da potência; • Estudos de trânsitos de potência e outras análises de engenharia.

Ao nível da segurança, na ligação de produção de distribuída à rede, o aspecto mais

importante prende-se com a protecção contra o funcionamento em rede isolada, ou seja, quando a instalação produtora continua a fornecer potência a parte da rede e esta não está a ser alimentada pela empresa de distribuição. Esta condição é particularmente grave em dois cenários: quando o produtor independente está a alimentar um curto-circuito, ou quando uma equipa de reparação entra em contacto com uma linha que julgava sem tensão.

Esta situação foi prevista no decreto-lei n.º. 168/99, quando refere que os sistemas de produção terão de ser equipados com protecções que permitam a sua rápida desligação quando ocorram defeitos. Se os sistemas de produção estiverem ligados a redes públicas que pratiquem o reengate automático, estes deverão ser equipados com meios de desligação coordenados com os equipamentos de reengate da rede pública.

Os sistemas de produção deverão ser equipados com protecções que os desliguem automaticamente da rede quando esta é desligada da rede primária, de modo a que se efectuem em segurança as operações de inspecção, manutenção e reparação.

A religação do sistema produtor só poderá ser efectuada 3 minutos depois da reposição do serviço; depois da tensão da rede ter atingido, pelo menos 80% da tensão nominal; com intervalos de 15 segundos entre as religações dos diferentes geradores.

Tradicionalmente, as empresas de distribuição recorrem à utilização de relés mecânicos e aparelhos de interligação que automaticamente isolam as instalações produtoras. Este equipamento é razoavelmente eficaz, mas de preço é proibitivo para os produtores distribuídos, contudo, inovações constantes na electrónica de potência têm dado origem a sistemas electrónicos pouco dispendiosos que se tem revelado eficientes na resolução deste problema. Os novos sistemas electrónicos podem ser incorporados como componentes de inversores utilizados pela produção distribuída a custos bastantes baixos, e têm a possibilidade de serem programados para se desligarem quando não detectarem tensão da rede. Este novo equipamento tem sido testado há mais de uma década (nomeadamente em aplicações fotovoltaicas) sem o registo de grandes ocorrências relacionadas com o problema de isolamento. Outro aspecto relacionado com a segurança é a realização pela empresa de distribuição dos seus próprios testes em equipamento cuja tecnologia não domina. Estes testes podem significar o atraso e aumento de custos de um projecto, especialmente do ponto de vista dos vendedores. Os comercializadores vêem cada teste realizado como uma barreira importante e desnecessária e prefeririam que a pré-qualificação e certificação dos procedimentos fosse efectuada.

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QUALIDADE DE SERVIÇO

Ao nível da qualidade de serviço as preocupações por parte da empresa de distribuição prendem-se com perturbações na tensão e frequência, flicker da tensão e distorção da onda. Tradicionalmente as empresas de distribuição impunham a instalação de relés de máximo/mínimo de tensão e relés de máximo/mínimo de frequência, bem como de outros aparelhos de protecção que asseguravam o cumprimento dos limites estabelecidos. Hoje em dia, muitos produtores de geração distribuída adoptaram soluções alternativas que respeitam as normas mais exigentes do ponto de vista da qualidade de serviço mas, no entanto tal como no problema do isolamento, a falta de experiência das empresas de distribuição em dominar estas novas tecnologias provocam uma certa relutância à sua aceitação. Em vez disso, continuam a exigir a instalação do equipamento tradicional por elas aprovado.

Mais uma vez pelo decreto-lei n.º. 168/99, a queda transitória da tensão da rede pública devida à ligação de geradores assíncronos tem como limites: 5% no caso de centrais hidroeléctricas ou termoeléctricas e 2% no caso de aerogeradores, pelo que poderão ser usados os equipamentos auxiliares adequados. O número de ligações dos aerogeradores à rede não excederá uma por minuto.

A ligação do gerador assíncrono à rede será efectuada depois de atingidos 90% da velocidade síncrona, no caso de a potência do gerador não exceder os 500 kVA. Para potências superiores a ligação só será efectuada depois de atingidos 95% da velocidade síncrona. Para evitar a auto-excitação dos geradores assíncronos quando faltar a tensão na rede pública, deverão ser instalados dispositivos que desliguem automaticamente os condensadores.

A ligação de geradores síncronos só poderá ser realizada depois de atingidos os limites de tensão, frequência e fase indicados no quadro seguinte:

Tabela 1 – Limites permitidos

Potência do Gerador Grandezas Até 500 KVA > 500 KVA

Tensão (tensão da rede 1 p.u.) 0.9 p.u. a 1.1 p.u. 0.92 p.u. a 1.08 p.u. Desvio da frequência da rede +/- 0.3 Hz +/- 0.2 Hz Fase (em relação à tensão da rede) +/- 20º +/- 10º

Os geradores síncronos com potências inferiores a 500 kVA poderão ser ligados como assíncronos desde que sejam respeitadas as limitações apontadas (para os geradores assíncronos) e desde que a marcha assíncrona não exceda 2 segundos.

O factor de potência da energia fornecida por geradores assíncronos durante as horas cheias e de ponta não será inferior a 0.85 indutivo, pelo que o produtor deverá instalar as baterias de condensadores que forem necessárias. Já aos geradores síncronos é permitido um factor de potência entre 0.8 indutivo e 0.8 capacitivo perante variações na tensão da rede pública dentro dos limites legais que constarem da concessão da rede pública.

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A tensão gerada nas instalações de produção distribuída será praticamente sinusoidal, de modo a evitar efeitos prejudiciais nos equipamentos instalados pelos consumidores. Se se verificarem distorções harmónicas que se revelem prejudiciais para os consumidores, é da responsabilidade da entidade que explora a rede receptora identificar as causas e propor soluções que reduzam as distorções a níveis aceitáveis. Estas soluções passam pela adopção de processos de redução da injecção harmónica ou na utilização de filtragem adequada.


Os encargos com estas disposições serão suportados pelo produtor de energia na medida em que for a instalação de produção a causadora da distorção excessiva. Os produtores terão de respeitar as disposições em vigor sobre a qualidade de serviço nas redes eléctricas.

AVALIAÇÃO DO IMPACTO NA REDE Outra condição imposta pelas empresas de distribuição antes da ligação de um produtor

independente é a realização de estudos, que se destinam a avaliar o impacto na rede devido à sua ligação com o objectivo de determinar se será necessário realizar melhoramentos ou reforços na mesma. Estes estudos terão de ser suportados pelos produtores independentes.

LIGAÇÃO À REDE A potência de ligação das instalações de produção distribuída está limitada, segundo o

decreto-lei n.º 312/2001 de 10 de Dezembro, à gestão da capacidade de recepção, existente ou provisional, de energia eléctrica que se processa de acordo com o estabelecido nos seguintes instrumentos:

• Plano de Expansão do Sistema electroprodutor do SEP – deve conter

informação provisional sobre o desenvolvimento da capacidade instalada em centros electroprodutores do SEI e a correlativa necessidade de desenvolvimento das capacidades de ligação às redes do SEP, contemplando as propostas de desenvolvimento pelo SENV de projectos considerados substitutos aos previstos pelo SEP. A proposta a apresentar pela entidade concessionária da RNT à DGE deve contemplar as necessidades de desenvolvimento sustentado pelo SEN, tendo em conta a expansão provisional dos centros electroprodutores do SEI, considerando os objectivos e as metas definidas na política energética nacional, nomeadamente em matéria de desenvolvimento das energias renováveis e cogeração, sem prejuízo da segurança da garantia de abastecimento e da qualidade de serviço;

• Planos de Investimento nas redes do SEP – a entidade concessionária da RNT deve elaborar um plano de investimentos na RNT e submetê-lo à ERSE (Entidade Reguladora do Sector Eléctrico). Este plano deve apresentar o conjunto de propostas previstas pelo RARI (Regulamento de Acesso às Redes e Interligações), incluindo as relacionadas com a gestão da capacidade provisional da rede, atendendo às previsões de expansão do sistema electroprodutor do SEI, nomeadamente das energias renováveis e cogeração. O distribuidor vinculado em MT e AT deve elaborar o plano de investimentos nas redes de distribuição em MT e AT e submetê-lo a parecer da ERSE. Este plano deve apresentar o conjunto de propostas previstas no RARI, incluindo as relacionadas com a gestão da capacidade de recepção da rede. A entidade concessionária da RNT e o distribuidor vinculado em MT e AT devem garantir a coerência entre os seus planos de investimento;

• Caracterização das redes do SEP – a entidade concessionária da RNT e o distribuidor vinculado em MT e AT devem disponibilizar aos interessados, nomeadamente promotores, a informação sobre as diferentes alternativas de ligação às redes. As entidades referidas devem elaborar os documentos denominados “Caracterização da Rede Nacional de Transporte para efeitos de acesso às redes” e “Caracterização das Redes de Distribuição em AT e MT para efeitos de acesso às redes” devendo integrar nomeadamente a informação

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relacionada com a capacidade existente e provisional de recepção da redes para efeitos da sua utilização pelos centros electroprodutores quer do SEP quer do SEI. Estes documentos serão entregues à DGE, podendo estes ser disponibilizados pela DGE a todos os interessados, nomeadamente através da Internet.

Os valores das capacidades de recepção existente ou provisional devem ser

disponibilizados pelos operadores das redes através de documentos de caracterização das suas redes, tornados públicos a todos os interessados.

No caso do produtor pretender estabelecer a ligação de um centro produtor à rede, em data que antecipe a disponibilidade de uma capacidade do ponto de recepção prevista nos planos de investimento nas redes do SEP, o produtor comparticipa nos encargos financeiros corpóreos e incorpóreos.

O operador da rede pode estabelecer contratos com os produtores do SEI, onde se incluem as centrais renováveis e instalações de cogeração, um regime de limitação da potência eléctrica a receber, designadamente enquanto não se concretizarem os investimentos previstos nos planos de investimento do SEP. Considera-se como limitação da capacidade de recepção de energia eléctrica a falta de capacidade das redes do SEP para permitir atender a todos os pedidos de ligação em termos imediatos e sem restrições de recepção de energia eléctrica prevista a emitir pelos centros electroprodutores candidatos a ligação. Os operadores das redes do SEP devem, através dos documentos de caracterização das suas redes, identificar os pontos de rede em que se verifiquem limitações da capacidade de recepção, bem como proceder à quantificação das capacidades existentes e provisionais da recepção de energia eléctrica e respectiva variação em função das diferentes condições de exploração das redes. Aos pedidos de interligação indeferidos por falta de capacidade poderá ser efectuada uma ligação imediata no caso de o promotor aceitar restrições ao funcionamento da instalação produtora, nas condições a estabelecer através de contrato, com o operador da rede à qual a sua instalação se prevê ligar. Este contrato pode comportar um regime de interrupção da recepção de energia eléctrica entregue pelo produtor, que pode assumir um carácter transitório ou por tempo indefinido, nas condições assinadas pelas partes.

ENERGIA REACTIVA A entrega por parte da instalação produtora à rede de energia reactiva está limitada no

valor correspondente a 40% da energia activa total produzida nas horas de ponta e de cheias. Por iniciativa do distribuidor em média e alta tensão, pode ser acordada, com o produtor a modificação do regime de fornecimento de energia reactiva nos períodos fora de vazio.

Nos períodos de vazio, os produtores não devem fornecer energia reactiva à rede. A energia reactiva em excesso/défice nas horas fora de vazio e a fornecida nas horas de vazio são recebidas/pagas pelo produtor, durante os primeiros 144 meses de exploração da central renovável, aos preços fixados no tarifário relativo à alta tensão, para a energia reactiva indutiva e a energia reactiva capacitiva. Após o referido período a energia reactiva em excesso/défice nas horas fora de vazio e fornecida nas horas de vazio são recebidas/pagas pelo produtor aos preços fixados no tarifário relativo à muita alta tensão.

No caso de geradores assíncronos, o fornecimento de energia reactiva nos períodos de horas cheias e de ponta, deve ser controlado pela instalação de baterias de condensadores. A sua instalação pode ser realizada em local apropriado na rede de distribuição, desde que o produtor suporte o respectivo custo e o distribuidor não invoque motivos de ordem técnica que inviabilizem a solução.

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PLANEAMENTO Outra barreira encontra-se ao nível do planeamento. De facto, os métodos normalmente

utilizados para o planeamento de recursos e de custos evitados (avoided costs) ignoram o valor dos recursos renováveis.

O termo custos evitados é entendido como o custo da construção de uma nova central por parte de uma empresa de distribuição. Este entendimento levar ao uso desapropriado de ferramentas analíticas, determinação incorrecta de custos evitados, escolha incorrecta de recursos e cláusulas contratuais pouco razoáveis. Isto provoca um menosprezo dos recursos renováveis e como resultado pode-se rejeitar recursos renováveis que de um ponto de vista económico são a melhor solução, deixando para os consumidores o pagamento da escolha de maior custo.

Os custos evitados podem ser calculados de diversas formas. Uma maneira de definir custos evitados consiste na soma das despesas do sistema que a empresa de distribuição não assumiria se um novo recurso com custo nulo fosse adicionado ao sistema. Alternativamente, os custos evitados podem ser equacionados como a redução dos custos totais, se o nível de procura de energia fosse reduzido do mesmo valor da energia produzida por um novo recurso.

Mas, os custos evitados não são simplesmente o custo de uma central de produção planeada por uma empresa de distribuição. Dependendo do recurso a ser adicionado, os custos evitados pela empresa de distribuição podem ser substancialmente superiores ou inferiores que o custo da próxima central. Os custos evitados são função de:

a dimensão e as características do recurso escolhido; o momento da sua adição ao sistema; a localização geográfica da rede da empresa de distribuição.

As características de operação dos recursos renováveis, combinada com outros custos

directos poupados, podem significar que estes recursos são mais eficientes do ponto de vista económico que uma central convencional. De facto se a análise dos custos evitados parar no custo da próxima central, o elevado valor unitário das renováveis resultarão na rejeição da solução mais económica.

A exclusão automática de recursos que recebam a classificação de designações como “intermitentes”, “não despacháveis” e “excesso de capacidade”, podem levar à eliminação de recursos valiosos.

Uma central diz-se despachável quando a produção horária ou diária de energia está sobre o controlo directo da empresa de distribuição. As centrais convencionais são tipicamente despacháveis; o kWh produzido pode ser alterado consoante a carga. Já por exemplo, num sistema fotovoltaico a energia produzida depende da disponibilidade da luz solar e portanto não é despachável.

Como exemplo de um recurso intermitente temos o vento (um parque eólico só produz potência quando existe vento), que ao mesmo tempo não é despachável (a empresa de distribuição não tem um meio capaz de determinar antecipadamente a potência que um parque conseguirá produzir). Uma central de cogeração é um exemplo de uma central que não é intermitente, mas que pode não ser despachável devido à sua dependência das necessidades de vapor por parte do processo produtivo.

Como muitos recursos renováveis são não despacháveis, qualquer política que atribua um peso desapropriado à capacidade de despacho” pode ser utilizado como barreira à escolha de recursos renováveis.

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Análises de custos evitados devidamente estruturados ou estudos de planeamento com recursos integrados, podem correctamente avaliar o valor económico de recursos intermitentes, despacháveis e não despacháveis.

O termo “excesso de capacidade” é outro exemplo de uma classificação que atribui mais confusão que uma clarificação ao processo. A análise económica e de planeamento de uma empresa de distribuição não se altera pelo facto de existir no sistema uma capacidade produtiva superior à que é necessária.

Um sistema diz-se com um excesso de capacidade quando existe uma capacidade produtiva superior ao nível mínimo de capacidade necessária para satisfazer o sistema. Contudo quando os princípios de planeamento de recursos integrados são aplicados, o excesso de capacidade é definido em termos económicos e não de engenharia. Os recursos são constantemente analisados para determinar se continuam a ser economicamente competitivos. Se novos recursos são considerados como não necessários porque existe um excesso de capacidade, os procedimentos de custos evitados não são mantidos, e a informação sobre a disponibilidade e eficiência de custos das energias renováveis não são mantidas actualizadas.

Em suma, um novo recurso é necessário sempre que o custo do novo recurso é menor que o custo evitado. Mesmo na presença de um excesso de capacidade, poupanças nos combustíveis, redução das perdas nas linhas, menores custos ambientais e redução de custos no reforço dos sistemas de distribuição e transporte, podem justificar a adição de novos recursos.

Deste modo, os reguladores deverão adoptar e implementar planeamento de recursos integrados de maneira a que os recursos renováveis eficientes do ponto de vista económico não sejam ignorados. Isto significa que:

• métodos de planeamento e de custos evitados sejam capazes de identificar o valor das

características de operação e de risco dos recursos renováveis; • os benefícios ambientais deverão ser considerados no planeamento de recursos e processo

de aquisição; • os custos evitados associados com a transmissão, distribuição, segurança e localização de

produção distribuída deverão ser identificados; • aplicações eficientes do ponto de vista económico para sistemas isolados deverão ser

identificados. • o planeamento e as decisões de investimento deverão ter em consideração a incerteza e o

risco; • deverão adoptar-se métodos que permitam comparar os riscos financeiros dos diversos

recursos que deverão ser explicitamente incluídos no processo de planeamento.

AQUISIÇÃO DE RECURSOS Depois do planeamento segue-se a aquisição de recursos. Os princípios de investimento e

planeamento aceites concentram-se no valor total dos custos, sem efectuar distinções indevidas entre custos de capital e custos de operação. Se estas regras fossem aplicadas a todas as práticas de compra de potência não existiria predisposição contra os custos relativamente elevados das energias renováveis. Contudo, as regras de compra dos recursos diferem das regras de investimentos da empresa de distribuição de modo que os projectos de grande capital inicial como as renováveis são prejudicados.

Nos recursos renováveis desenvolvidos por produtores independentes, o contrato de venda da energia produzida irá definir as relações económica e operacional entre a empresa de

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distribuição e o produtor. As diversas cláusulas do contrato e o tempo despendido na negociação do mesmo irá determinar se o contrato será assinado e se o projecto será financiado e concretizado com sucesso.

As cláusulas relativamente ao preço a pagar, e seu período de pagamento, por parte da empresa de distribuição podem ter uma elevada influência na escolha das tecnologias que são economicamente viáveis. Se o padrão de pagamento for incompatível com as características financeiras de um dado recurso, uma tecnologia que é economicamente viável pode ser colocada de lado.

Limitações na duração do contrato, termos de reabertura do contrato e cláusulas que especificam as condições que permitem à empresa de distribuição suspender a compra de energia são disposições contratuais que poderão prejudicar a selecção de recursos renováveis. Condições pouco razoáveis em qualquer destas cláusulas podem elevar os custos das energias renováveis para além do ponto de eficiência económica, ou torná-las impossíveis de financiar.

Pela legislação nacional, os produtores de energia eléctrica a partir da utilização de recursos renováveis ou resíduos industriais, agrícolas ou urbanos e instalações de cogeração gozam de uma obrigação de compra, pela rede pública, da energia produzida. O tarifário de venda da energia produzida pelo centro produtor à rede pública deve basear-se num somatório de parcelas que contemplam:

Os custos evitados pelo Sistema Eléctrico Público (SEP) com a entrada em serviço e funcionamento do centro electroprodutor, incluindo o investimento evitado em novos centros de produção e os custos de transporte, operação e manutenção, incluindo a aquisição de matéria prima.

Os benefícios de natureza ambiental proporcionados pelo uso dos recursos endógenos utilizados no centro electroprodutor.

O tarifário de venda de energia eléctrica pelo centro electroprodutor à rede pública, relativamente

aos produtores de energias renováveis é fixado nos termos do Anexo II do decreto-lei n.º 168/99, de 18 de Maio revisto pelo decreto-lei nº339-C/2001 de 29 de Dezembro. Com este decreto-lei aremuneração das instalações de energia renovável passa a ser diferenciada por tecnologia. Relativamenteàs instalações de cogeração, e depois da introdução do decreto-lei nº 313/2001 de 10 de Dezembro,o tarifário encontra-se definido em 4 portarias. As portarias n.º 57/2002 e n.º 58/2002 dizem respeito àsinstalações de cogeração cuja potência de ligação ao SEP seja superior a 10 MW, e inferior ou igual a10 MW respectivamente, e que utilizem como combustível o gás natural, GPL ou combustíveis líquidos,com excepção do fuelóleo. A portaria nº 59/2002 define o tarifário das instalações que utilizam comocombustível o fuelóleo, isoladamente ou em conjunto com combustíveis residuais, independentemente dapotência de ligação. Por fim, a portaria nº 60/2002 diz respeito às instalações que utilizam energiasprimárias que, em cada ano, seja constituída em mais de 50% por recursos renováveis ou resíduos industriais, agrícolas ou urbanos independentemente da potência de ligação.

A facturação da energia fornecida pela instalação de produção será independente de

qualquer facturação realizada pela empresa de transporte e distribuição relativamente à energia consumida pela instalação. A facturação da energia produzida a partir de recursos renováveis é obtida através das expressões apresentadas em anexo.

Práticas de aquisição de recursos que exigem muito tempo e dinheiro no processo de aquisição, podem ser um problema para os recursos renováveis. O processo regulatório deveria ser concebido de modo a minimizar o tempo e despesas que devem ser suportados

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pelos promotores das energias renováveis. A inclusão de cláusulas standard no contrato que tenham em consideração a natureza financeira e as necessidades particulares das energias renováveis poderão minimizar os custos de transacção e dar a conhecer as políticas da empresa de distribuição para com os promotores e a comunidade financeira.

Algumas das políticas regulatórias que impedem o crescimento da utilização das energias renováveis são causadas pela falta de informação sobre as restrições práticas e financeiras a que as energias renováveis estão sujeitas. Estas barreiras podem ser ultrapassadas com mais e melhor informação.

CONDIÇÕES CONTRATUAIS E PROCESSUAIS As barreiras relativamente às praticas de negócio incluem as condições contratuais e

processuais impostas pelas empresas de distribuição antes de permitir a interligação. Apesar destas praticas estarem sob alçada da entidade reguladora, parece existir pouca atenção por parte desta relativamente às praticas que estão a desencorajar os produtores independentes.

Para evitar esta situação, entrou em vigor o decreto-lei n.º 312/2001 de 10 de Dezembro que estabelece as disposições aplicáveis à gestão da capacidade de recepção de energia eléctrica nas redes do Sistema Eléctrico de Serviço Público (SEP), de forma a permitir a recepção e entrega da energia eléctrica produzida nas novas instalações do Sistema Eléctrico Independente (SEI), onde se inclui as centrais renováveis e de cogeração.

Assim, os promotores dos centros electroprodutores antes da apresentação do pedido para a atribuição de um ponto de interligação devem, obrigatoriamente, formular junto da DGE um pedido de informação prévia sobre a possibilidade de ligação às mesmas. Os pedidos devem ser apresentados na DGE entre o dia 1 e 15 do 1º mês de cada período quadrimestral e deverão ser instruídos com os elementos sumários caracterizadores do projecto como a identificação do requerente, memória descritiva sumária integrando os seguintes elementos:

- nome da instalação; - identificação do local ou locais da instalação; - tipo de produção; - natureza, função e características das instalações; - condições gerais de estabelecimento, e exploração das instalações; - potência total instalada; - potência máxima a injectar na rede (quando não indicada considerar a potência

instalada); - número, potência e tipo de geradores; - legislação ao abrigo da qual é feito o pedido; - planta da localização à escala de 1:25000;

Deverá ser indicado ainda o local pretendido para o ponto de recepção, data a partir do

qual pretende beneficiar da ligação e eventuais alternativas. Poderão ser ainda solicitados os elementos necessários ao cálculo das potências de curto-circuito previsíveis.

A DGE deverá prestar aos promotores as informações solicitadas até 40 dias após o termo do período de apresentação dos pedidos. Os operadores das redes do SEP devem fornecer à DGE, a solicitação desta, no prazo de 30 dias, toda a informação necessária para fundamentar a resposta dos interessados.

A informação prévia para ligação às redes do SEP deve indicar o local do ponto da recepção, a tensão nominal e o regime de neutro e ainda, se necessário, a data indicativa a

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partir da qual existe capacidade de recepção de energia eléctrica, além das eventuais alternativas às datas e ao ponto de ligação pretendido.

Para uma adequada gestão da capacidade disponível, a informação prévia poderá enunciar limitações à entrega da energia, a título provisional, com o objectivo de habilitar os promotores com o máximo de informação útil ao desenvolvimento do projecto. A informação prévia terá em consideração os pedidos de atribuição de pontos de ligação cuja avaliação se encontre em curso para as quais se considera haver, globalmente, uma reserva provisória de capacidade.

Quando a informação a prestar ao promotor seja no sentido de tornar inviável a formulação do pedido de atribuição do ponto de recepção por falta de capacidade disponível ou provisional da rede, a informação deve conter os fundamentos e razões que estão associados a essa indisponibilidade.

Com base na informação prévia obtida os promotores podem solicitar à DGE a atribuição de ponto de recepção de energia eléctrica nas seguintes condições:

• prestar caução, junto da DGE, dentro do prazo de 15 dias a contar da data de notificação

da informação prévia; • formular junto da DGE o pedido de atribuição do ponto de recepção no prazo máximo de

70 dias, ou de 12 meses no caso de parques eólicos a implantar em zonas sensíveis em termos ambientais. A contagem deste prazo pode ser suspensa, por motivos não imputáveis ao promotor, relativamente à apresentação de título apropriado de reserva do direito de uso de água.

Os promotores das centrais renováveis de instalações de cogeração devem acompanhar o

pedido com todos os elementos necessários, que deverão ser os seguintes:

• requerimento dirigido ao director-geral da DGE; • termo de responsabilidade pelo projecto de instalações eléctricas; • informação prévia prestada pela DGE; • comprovativo do direito para utilização do espaço de implantação da instalação; • pareceres das entidades quando as instalações interferirem com os seus domínios ou

actividades; • projecto, em triplicado, compreendendo a memória descritiva e justificativa indicando a

natureza, importância, função e características do equipamento e das instalações, as condições gerais do seu estabelecimento e da sua exploração, sistemas de ligação à terra, as disposições principais adoptadas para a produção de energia mecânica e térmica, sua transformação, transporte e utilização ou a origem e destino da energia a transportar e as protecções contra sobretensões e sobreintensidades e os seus cálculos, quando se justifique. A descrição, tipos e características dos geradores de energia eléctrica, transformadores, aparelhagem de corte e protecção, bem como das caldeiras, turbinas e outros equipamentos, bem como indicação se a localização da instalação se encontra integrada em área de reserva ecológica;

• Deverá entregar igualmente desenhos com a planta geral de localização da instalação referenciada por coordenadas e em escala não inferior a 1:25000, indicando a situação das obras principais, tais como centrais geradoras, subestações, postos de corte, postos de transformação, vias públicas rodoviárias e ferroviárias, cursos de água, construções urbanas e linhas já existentes. As plantas, alçados e cortes deverão ser de escala conveniente, escolhida de acordo com a norma NP-717, dos locais da instalação, com a

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disposição do equipamento eléctrico e mecânico, em número e com pormenor suficiente para se poder verificar a observância das disposições regulamentares de segurança. Os esquemas eléctricos gerais das instalações projectadas, deverão conter a indicação de todas as máquinas e aparelhos de medida e protecção e comando, usando os sinais gráficos normalizados.

Todas as peças do projecto serão rubricados pelo técnico responsável, à excepção da

última peça escrita, onde deverá constar a assinatura, o nome por extenso e as referências de inscrição na DGE.

Os documentos referentes à memória descritiva e desenhos só serão exigíveis aos promotores de parques eólicos no que se lhes for aplicável.

A DGE tem o prazo de 30 dias, contados a partir da data de recepção do pedido, para tomar uma decisão sobre a atribuição do ponto de atribuição. A contagem deste período de tempo suspende-se para a prestação de informações complementares, solicitada pela DGE.

Encontrando-se o pedido devidamente instruído e não havendo fundamento para o seu indeferimento, a DGE atribui o ponto de recepção de energia eléctrica, actualizando se necessário, a data prevista para a disponibilização de capacidade de ligação no ponto atribuído. No entanto, o pedido pode ser indeferido com base nos seguintes pressupostos:

• Incompatibilidade do projecto com a política energética nacional; • Incompatibilidade com outros projectos de natureza nacional ou municipal,

decorrentes de instrumentos de planeamento, a que a lei atribua prevalência; • Incumprimento das condições legalmente estabelecidas.

Os pedidos que não possam ser considerados por falta de capacidade na data e local

pretendidos pelo promotor poderão, mediante prestação de caução, ficar a guardar reserva da capacidade até à data prevista para a realização das obras previstas nos Planos de Investimento nas redes do SEP.

A DGE poderá ainda atribuir ponto de interligação mediante acordo entre o promotor e o operador do SEP a que se pretende ligar, para antecipação do reforço da capacidade de recepção das redes do SEP, em relação ao estabelecido no plano de investimento. No caso de comparticipação nos custos de reforço da rede a prestação da caução referida anteriormente não é obrigatória. Se um acordo não for estabelecido cabe à DGE, a pedido do promotor e ouvida a ERSE, arbitrar os valores da comparticipação.

Quando a capacidade de recepção existente ou provisional das redes do SEP não for suficiente para atender a todos os pedidos de ligação, a DGE pode proceder à selecção dos pedidos de interligação para efeitos de atribuição da capacidade disponível, utilizando os seguintes critérios:

• Os benefícios de natureza ambiental resultantes da produção de electricidade

pela utilização de energias limpas; • A eficiência energética associada ao processo produtivo das instalações em

projectos equiparáveis; • Os custos evitados pelo SEP com a construção e a exploração dos centros

electroprodutores; • A segurança de abastecimento no SEN; • Os efeitos induzidos na fiabilidade e na segurança da rede do SEP;

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• A harmonização dos locais de produção dos centros electroprodutores e dos pontos de recepção com os planos de investimento das redes do SEP;

• O grau de relevância dos efeitos induzidos no desenvolvimento local, designadamente através de aproveitamentos integrados, e o interesse sócio-económico.

A selecção dos pedidos processa-se tendo em consideração a ponderação conjunta dos

critérios anteriores, os quais, pela hierarquia por que estão apresentados, servirão de desempate em caso de coincidência da datas pretendidas, de igualdade na valia global da cada projecto ou de usufruto da ligação à rede.

Os pontos de interligação podem também ser atribuídos mediante a realização de concurso, devendo atender as seguintes situações:

• Prioridade na concretização de projectos inseridos em programas específicos

aprovados pelo Governo no âmbito das opções da política energética nacional, com carácter de orientação para os mercados, nomeadamente em cumprimento de objectivos estabelecidos pela União Europeia;

• Optimização da utilização da capacidade de recepção disponível das redes do SEP.

A realização do concurso é determinada por despacho do Ministro da Economia, sob

proposta da DGE. O concurso tem por base um caderno de encargos elaborado pela DGE e aprovado pelo Ministro da Economia.

Os promotores têm o prazo de 24 meses para a conclusão dos trabalhos da instalação, a contar da data de notificação de licença de estabelecimento concedida nos termos previstos no Regulamento de Licenças para as Instalações Eléctricas, a qual deve ser solicitada imediatamente após a atribuição do ponto de interligação.

Para garantia da conclusão das obras, os promotores devem prestar à entidade operadora da rede uma caução. A não conclusão dos trabalhos nos prazos estabelecidos, por motivo imputável ao promotor, faz caducar a respectiva licença de estabelecimento e o respectivo ponto de recepção. O promotor por uma vez pode obstar à caducidade da licença de estabelecimento e respectivo ponto de recepção, requerendo de forma fundamentada que o prazo seja prorrogado pela DGE, não podendo a duração da prorrogação concedida ser superior a metade do prazo inicial e sendo ainda fixado pela DGE um reforço da caução. No caso da ocorrência de caducidade por motivos imputáveis ao promotor, a DGE determina o accionamento da caução, revertendo o montante desta a favor do operador da rede do SEP.

As praticas de negócio criam barreiras artificiais quando estas impõem termos, custos ou atrasos que são desnecessários para alcançar a segurança e fiabilidade pretendidas, e são inconsistentes com os princípios económicos fundamentais do projecto de uma instalação de produção distribuída.

As praticas que mais criam barreiras são:

• contactos iniciais com a empresa de distribuição e os pedidos para a interligação; • taxas de interligação e aplicação; • exigências a nível de seguros e indemnizações; • condições operacionais da empresa de distribuição; • procedimentos e exigências finais para a interligação.

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OUTROS ASPECTOS TRATADOS PELA LEGISLAÇÃO

Outros aspectos relativos à implementação, exploração e manutenção das centrais de energias renováveis são tratados no Decreto de Lei n.º. 168/99 de 27 de Maio. São sobre estes aspectos que seguidamente se irá tratar.

ENERGIAS RENOVÁVEIS

ÂMBITO

A actividade de produção de energia eléctrica que se integre, nos termos do decreto-lei n.º 182/95, de 27 de Julho, no Sistema Eléctrico Independente (SEI), mediante a utilização de recursos renováveis ou recursos industriais, agrícolas ou urbanos pode ser exercida por pessoas singulares ou colectivas, públicas ou privadas, independentemente da forma jurídica que assumam. Quando se trate de aproveitamentos hidroeléctricos, a potência instalada no seu conjunto está limitada a 10 MW.

EXPROPRIAÇÃO DE TERRENOS

As entidades que sejam produtoras de energia podem utilizar bens dos domínios público ou privado da administração central ou dos municípios e requerer a expropriação por utilidade pública nos termos do Código das Expropriações. Os municípios podem participar no capital de sociedades, com ou sem maioria sua ou de outras entidades públicas, por deliberação da assembleia municipal, sob proposta da câmara municipal.

Com a expropriação, o bem ou direito passa para o património da administração central ou da autarquia local, mas fica afecto à actividade de produção de energia eléctrica pela entidade que requereu a expropriação pelo prazo de 35 anos, a troco de um pagamento periódico actualizável, fixado no momento da cedência pela entidade pública que tenha suportado a justa indemnização e a seu favor. A fixação do montante e do período do pagamento, para cada caso, é fixado por despacho conjunto dos Ministros do Planeamento e da Administração do Território e a da Indústria e Energia. O encargo com a justa indemnização poderá ainda ser suportado pela entidade que tenha requerido a expropriação, sendo tal facto tomado em consideração na fixação do pagamento periódico.

A administração central ou as autarquias locais podem ceder, a título contratual, bens do seu domínio privado às entidades produtoras de energia eléctrica. No caso da utilização de bens do domínio público não é necessário recorrer à concessão, bastando para tal uma licença. Pela utilização desses bens é devida uma renda, fixada no momento da outorga da licença da utilização. Esta deve conter o prazo admitido para a utilização dos bens, cujo encurtamento pela entidade pública confere direito a indemnização.

REGIME DE NEUTRO

O regime de neutro no sistema de produção estará de acordo com o que se praticar na rede a que esta estará ligada. No caso da interligação se der com a rede de baixa tensão, o neutro dos geradores será ligado ao neutro da respectiva rede. O dispositivo que interrompe a ligação entre o sistema de produção e a rede pública deverá interromper também a ligação dos neutros.

MEDIÇÃO E CONTAGEM

As medidas de energia e potência, para efeitos de facturação da energia fornecida pelo produtor, serão realizadas por contadores distintos dos usados para a medida da energia

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eventualmente consumida pelo produtor. Já os transformadores de medida poderão ser comuns às medidas da energia fornecida e da energia recebida.

Os equipamentos e as regras técnicas usados nas medições da energia fornecida pelos produtores serão análogos aos usados pela rede pública para a medição da energia fornecida a consumidores.

EXPLORAÇÃO, MANUTENÇÃO E REPARAÇÃO

As operações de exploração, manutenção e reparação no ramal de interligação serão efectuadas pela entidade responsável pela exploração da rede que recebe a energia, a qual terá acesso a esse ramal e ao órgão de manobra que permite desligar o sistema produtor da rede receptora, sempre que necessário e a qualquer momento.

A exploração do sistema produtor será conduzida manualmente ou automaticamente, de modo a não perturbar o funcionamento normal da rede pública que recebe a energia. A entidade que recebe a energia tem o direito de inspeccionar periodicamente as regulações e as protecções das instalações de produção ligadas à sua rede.

COGERAÇÃO No que respeita à cogeração são de salientar ainda os seguintes aspectos.

ÂMBITO

As actividades de cogeração podem ser exercidas por pessoas singulares ou colectivas, de direito público ou privado. Tal exercício fica dependente da aprovação dos projectos das instalações, de acordo com o estipulado no Regulamento de Licenças para Instalações Eléctricas.

CONDIÇÕES NECESSÁRIAS

Para se proceder à instalação de uma central de cogeração deve-se verificar as seguinte condições:

1)

CCR

TC

EREE

×−−

=

2.09.0

assumindo os seguintes valores:

• REE 0.55 para as instalações que utilizem como combustível gás natural, gases de petróleo liquefeitos, ou combustíveis líquidos, com excepção do fuelóleo;

≥

• REE 0.50 para as instalações que utilizem como combustível fuelóleo, isoladamente ou em conjunto com combustíveis residuais;

≥

• REE 0.45 para as instalações que utilizem como combustível biomassa ou combustíveis residuais ou em conjunto com um combustível de apoio, em percentagem não superior a 20% em média anual.

≥

em que REE é um coeficiente adimensional e sendo E, T, C e CR expressos nas mesmas

unidades de energia e com o seguinte significado:

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• REE – o rendimento eléctrico equivalente da instalação;

• E – a energia eléctrica produzida anualmente pelo cogerador, excluindo os consumos nos sistemas auxiliares internos de produção energética;

• T – a energia térmica útil consumida anualmente a partir da energia térmica produzida pelo cogerador, excluindo os consumos nos sistemas auxiliares internos de produção energética;

• C – a energia primária consumida anualmente na instalação de cogeração, avaliada a partir do poder calorífico inferior dos combustíveis e outros recursos utilizados;

• CR – o equivalente energético dos recursos renováveis ou resíduos industriais, agrícolas ou urbanos consumidos anualmente na instalação de cogeração.

2) Não fornecer anualmente à rede do Sistema Eléctrico de Abastecimento Público (SEP) uma quantidade de energia eléctrica (Eer) superior ao valor obtido pela seguinte expressão:

ETE

TEEer ×

−

×++

×= 5.45.0

5.4

3) Ter uma potência instalada mínima de 250 kVA, quando T/E é superior ou igual a 5. Entende-se que os valores de E, T, C e CR a utilizar no cálculo do REE de uma instalação

são os valores aprovados no acto de licenciamento da instalação. No caso da coexistência de duas ou mais instalações de cogeração montadas em série, o valor de T da instalação a montante inclui a energia térmica entregue a uma cogeração a jusante, a qual deverá incluir no valor de C o valor de T cedido pela instalação a montante dividido por 0.9.

Quando em resultado de uma auditoria ou de um exame periódico às respectivas condições de funcionamento, se verificar uma alteração do valor aprovado para REE de uma instalação de cogeração, essa instalação deve continuar a verificar a seguinte condição:

• REE 0.50 para as instalações que utilizem como combustível gás natural, gases

de petróleo liquefeitos, ou combustíveis líquidos, com excepção do fuelóleo; ≥

• REE 0.45 para as instalações que utilizem como combustível fuelóleo; ≥• REE 0.40 para as instalações que utilizem como combustível biomassa ou

combustíveis residuais. ≥

DIREITOS E DEVERES

No âmbito do exercício da actividade de cogeração, os detentores deste tipo de instalações possuem direitos, bem como deveres que terão de cumprir.

Deste modo, quantos aos direitos que possuem estes compreendem:

• Consumir ou ceder a energia térmica por si produzida;

OPET Portugal 22• Consumir a energia eléctrica por si produzida;


• Fornecer ao SEP ou às entidades que verifiquem determinadas condições a parcela de energia eléctrica que exceda a parcela que deve ser consumida internamente;

• Proceder à gestão conjunta da energia eléctrica e térmica; • Realizar o paralelo com a rede do SEP.

Quantos aos deveres, estes incluem:

• Entregar e receber a energia eléctrica em conformidade com as normas técnicas aplicáveis de modo a não perturbar o normal funcionamento do SEP;

• Estabelecer contratos de compra e venda de energia eléctrica com as entidades do SEP com as quais esteja relacionado;

• Observar as condições técnicas e comerciais de acesso às redes de transporte e distribuição do SEP;

• Caso a potência de ligação seja superior ou igual a 10 MW, comunicar às entidades do SEP envolvidas, com uma antecedência mínima de 36 horas em relação ao início de determinado dia, o regime de excedentes de electricidade previstos para serem injectados na rede do SEP nesse dia.

CONSUMO DA ENERGIA ELÉCTRICA PRODUZIDA

A energia eléctrica produzida nas instalações de cogeração deve ser fornecida prioritariamente, ao estabelecimento que seja o principal consumidor da energia térmica produzida pelo cogerador.

O estabelecimento que seja o principal consumidor da energia térmica produzida por uma instalação de cogeração pode satisfazer as suas necessidades de energia eléctrica a partir da produzida pelo respectivo cogerador.

A energia eléctrica produzida na instalação de cogeração pode ser consumida através de linha directa, pela entidade jurídica que seja accionista maioritário do cogerador ou pelo estabelecimento que consuma pelo menos 40% da energia térmica útil da instalação de cogeração.

A energia eléctrica produzida em instalações de cogeração com autoconsumo de energia eléctrica, pode ser consumida por linha directa, por qualquer entidade que detenha pelo menos 10% do capital social do cogerador.

FORNECIMENTO DE ENERGIA ELÉCTRICA

O cogerador pode fornecer energia eléctrica, através de linha directa ou por acesso às redes do SEP, a entidades que sejam abastecidas em média, alta ou muito alta tensão e que preencham alternativamente, uma das seguintes condições:

• Ser maioritariamente detida, directa ou indirectamente, nos termos do n.º 2 do

artigo 483º do Código das Sociedades Comerciais, pela empresa que consuma pelo menos 50% da energia térmica útil produzida pela instalação;

• Deter, directa ou indirectamente, uma participação maioritária no capital social da empresa que consuma pelo menos 50% da energia térmica útil produzida pelo cogerador;

• Ser maioritariamente detida pela entidade que detém uma participação no capital social da empresa que consuma, pelo menos 50% da energia térmica útil produzida pelo cogerador.

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Os cogeradores podem proceder à gestão conjunta dos fornecimentos da energia eléctrica e térmica por si produzidas, cedendo energia eléctrica a terceiros através de linhas directas, desde que a instalação respeite as condições indicadas anteriormente e ainda observe cumulativamente as seguintes condições:

• Que cada umas das entidades a que vende a energia eléctrica seja abastecida em

média, alta ou muito alta tensão; • Que cada uma das entidades referidas no ponto anterior detenha uma participação

no capital social da empresa que detém a licença de cogeração; • Que o cogerador disponha de contratos de venda de energia eléctrica e ou de

energia térmica com os respectivos utilizadores; • Que o cogerador tenha comprovado que a solução de gestão conjunta de energia

corresponde a menores consumos globais de energia primária e a menores custos de investimento e exploração do que os que resultariam de instalações energéticas separadas, integrando as existentes ou a construir, sem a gestão conjunta.

APOIOS ÀS ENERGIAS RENOVÁVEIS E COGERAÇÃO

Vários têm sido ao longo dos anos os apoios desenvolvidos com o objectivo de promover a utilização das energias renováveis, da cogeração e de uma política de eficiência energética. Assim sendo, apresenta-se de seguida uma descrição dos mesmos.

PROGRAMA OPERACIONAL DA ECONOMIA Actualmente encontra-se em vigor o POE – Programa Operacional de Economia (2000-

2006) que possui como uma das suas medidas a promoção do aproveitamento energético e a racionalização de consumos, vulgarmente denominada Medida 2.5. Neste âmbito foi publicado o Regulamento de Execução da Medida de Apoio ao Aproveitamento do Potencial Energético e Racionalização de Consumos (MAPE) que abrange o apoio à produção de energia recorrendo a recursos energéticos endógenos, limpos e renováveis, para incentivar uma utilização cada vez mais racional da energia, para minimizar os impactos ambientais decorrentes da produção e consumo de energia, e para reduzir a dependência externa do sistema energético nacional.

ÂMBITO

Assim, são susceptíveis de apoio no âmbito do MAPE os projectos que visem a produção de energia com base na utilização de energias renováveis inseridos na subclasse 40101 da CAE (Classificação Portuguesa das Actividades Económicas), ou seja produção de electricidade, e os projectos que visem a utilização racional de energia através de instalação de sistemas de cogeração à excepção dos projectos abrangidos no âmbito do Sistema de Incentivos à Modernização Empresarial - SIME, criado nos termos da Portaria n.º. 687/2000 de 31 de Agosto. Neste programa incluem-se os projectos de investimento referentes à eficiência energética, entre os quais os projectos de cogeração desde que se trate de pequenas produções de energia essencialmente para consumo próprio.

ENTIDADES BENEFICIÁRIAS

As entidades beneficiárias do MAPE são as empresas e ainda para os projectos de instalações de cogeração as câmaras municipais, associações empresariais e sindicais,

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estabelecimentos de ensino, de saúde e acção social e entidades que desenvolvam actividades de protecção civil.

TIPO E NATUREZA DOS PROJECTOS

O tipo e natureza dos projectos envolvidos compreendem a integração de novos centros de produção de energia no sistema energético nacional que envolvam a construção, modernização ou ampliação de centrais eléctricas baseadas na conversão das energias eólica, geotérmica, solar ou biomassa, sem limite de potência instalada e a construção, modernização ou ampliação de centrais minihídricas de potência instalada até 10 MVA. Estas centrais deverão entregar toda a sua produção à rede pública.

CONDIÇÕES DE ELEGIBILIDADE DA ENTIDADE PROMOTORA

Os promotores interessados em aderir a este programa deverão cumprir as seguintes condições:

• Estar legalmente constituído e registado de acordo com os termos da legislação em

vigor; • Cumprir as condições necessárias ao exercício da actividade de produção de

energia eléctrica, nomeadamente possuir licença de produtor independente de electricidade;

• Cumprir as condições necessárias à actividade, nomeadamente em matéria de licenciamento;

• Dispor de contabilidade organizada de acordo com o Plano Oficial de Contabilidade;

• Possuir a situação regularizada perante a administração fiscal, a segurança social e as entidades pagadoras do incentivo;

• Possuir capacidade técnica e de gestão que garanta a concretização dos respectivos investimentos.

Os projectos de investimento devem, na generalidade respeitar as seguintes condições:

• Corresponder a um investimento mínimo elegível de 25 000 €, excepto no caso de projectos de utilização racional de energia sempre que os equipamentos objecto de apoio sejam baseados no uso da energia solar, caso em que se aplica um investimento mínimo elegível de 15 000 €;

• Cumprir as condições legais aplicáveis ao desenvolvimento do projecto, nomeadamente ter a situação regularizada em matéria de licenciamento, nos aspectos ambientais ou estar aprovado nos termos legais aplicáveis;

• Ter um período máximo de implementação de 24 meses, salvo situações excepcionais devidamente justificadas e com aprovação ministerial;

• Ser adequadamente financiado por capitais próprios; • Demonstrar que se encontram asseguradas as fontes de financiamento do projecto; • Incluir o projecto técnico adequado aos objectivos que se propõe atingir; • Detalhar o processo seguido ou a seguir na selecção de fornecedores; • Ser apresentado antes do início da sua execução, com excepção dos adiantamentos

para sinalização até 50% e dos estudos realizados há menos de 1 ano.

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Os projectos de investimento respeitante à produção de energia eléctrica com base em fontes de energias renováveis devem respeitar o seguinte critério de investimento definido pela expressão:

OPIV−

=

em que I é o investimento, P é o proveito anual proveniente da venda de electricidade

calculada de acordo com o tarifário em vigor à data da candidatura e O é o custo de operação e manutenção (excluindo eventuais custos de aquisição de resíduos).

Deste modo para as minihídricas o parâmetro V deverá ser igual ou inferior a 30 e para as restantes instalações o parâmetro V deverá ser igual ou inferior a 20.

Deverão de ser ainda respeitados os limites máximos de investimento elegível por potência instalada para cada tipologia de projecto, publicados pela DGE.

Quanto aos projectos de cogeração estes deverão apresentar uma viabilidade económica adequada.

DESPESAS ELEGÍVEIS

São elegíveis as despesas realizadas com:

• Aquisição e instalação dos materiais e equipamentos essenciais à realização do projecto, incluindo assistência técnica durante a fase de montagem, testes e ensaios;

• Aquisição de terrenos ou constituição de servidões, até um limite de 10% do investimento elegível;

• Aquisição de software específico e directamente aplicável ao projecto; • Construção ou adaptação de instalações incluindo a adaptação ao cumprimento de

normas ambientais e de segurança; • Estudos de fundamentação de segurança; • Custos de transporte e seguros de equipamentos; • Garantias bancárias exigidas ao promotor, definidas no contrato de concessão de

incentivo; • Despesas com a intervenção dos Revisores Oficiais de Contas, no âmbito da

comprovação da execução financeira dos projectos.

DESPESAS NÃO ELEGÍVEIS

Não são elegíveis as despesas realizadas com nomeadamente:

• Aquisição de equipamentos em estado de uso; • Aquisição de veículos automóveis e outro material de transporte; • Juros durante a construção; • Fundos de maneio; • Custos internos da empresa.

SELECÇÃO DE PROJECTOS

Serão seleccionados os projectos de produção de energia que recorram a tecnologias de conversão das fontes renováveis que tenham atingido a fase de exploração comercial.

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Os projectos relativos à instalação de sistemas de produção e distribuição combinada de calor e /ou frio e electricidade devem apresentar valias técnicas, económica e ambiental. A


valia técnica do projecto é apreciada face à utilização de uma tecnologia comprovada suportada por estudos adequados à aplicação concreta em causa.

Relativamente à valia económica, esta é avaliada tendo em consideração a diminuição dos custos energéticos e uma parcela dos eventuais benefícios não energéticos, não superior a 30% dos benefícios energéticos, sendo que os proveitos anuais, calculados da mesma forma, devem representar pelo menos 13% do montante elegível do investimento.

Finalmente a valia ambiental do projecto é apreciada tendo em conta a diminuição das emissões poluentes ou a diminuição de CO2 resultante, ou directamente da queima de combustíveis fósseis ou indirectamente da utilização de electricidade.

INCENTIVOS A CONCEDER

Relativamente aos incentivos a conceder, estes poderão assumir as modalidades de incentivo reembolsável ou não reembolsável. O incentivo reembolsável pode ser substituído pelo pagamento da totalidade dos juros e encargos de empréstimo bancário de igual valor.

Para os projectos de produção de energia a partir de energias renováveis o encargo é obtido da seguinte forma:

• Uma parcela, I1 não reembolsável, igual a 40% das despesas elegíveis que não

ultrapassará 300 000 €; • Uma parcela, I2 reembolsável, igual a 40% do montante remanescente das despesas

elegíveis, calculada de acordo com a expressão I2 = 0.4 * (Investimento Elegível Total – I1/0.4);

• No caso de promotores de cuja estrutura societária faça parte uma pessoa singular ou colectiva que tenha tido outro projecto apoiado no âmbito do MAPE, com o mesmo ponto de ligação à rede pública, o incentivo será constituído por um incentivo reembolsável igual a 40% do montante global das despesas elegíveis, excepto se os respectivos projectos envolverem potências iguais ou superiores a 10 MVA.

Para os projectos de instalação de sistemas de cogeração o incentivo pode ser calculado da

seguinte forma:

• Uma parcela, I1 não reembolsável, igual a 20% das despesas elegíveis que não ultrapassará 300 000 €;

• Uma parcela, I2 reembolsável, igual a 20% do montante remanescente das despesas elegíveis, calculada de acordo com a expressão I2 = 0.2 * (Investimento Elegível Total – I1/0.2);

• No caso de promotores de cuja estrutura societária faça parte uma pessoa singular ou colectiva que tenha tido outro projecto apoiado no âmbito do MAPE ou do Sistemas de Incentivos à Modernização Empresarial (SIME), com o mesmo ponto de ligação à rede pública, o incentivo será constituído por um incentivo reembolsável igual a 20% do montante global das despesas elegíveis;

• Para as situações previstas na presente alínea, o montante do incentivo não pode ultrapassar os 1500 000 €;

• A taxa do incentivo terá os limites máximos, no caso de Lisboa e Vale do Tejo, constantes do Anexo B do presente Regulamento e do qual faz parte.

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O apoio concedido sob a forma de incentivo, será reembolsado através de pagamentos semestrais efectuados pela entidade beneficiária após um período de carência e durante um período de reembolso. Para os projectos de produção de energia eléctrica com recurso às fontes renoveis o período de carência é de 3 anos e o período de reembolso é de 9 anos. Já nos projectos de produção combinada de calor e electricidade que utilizem mais de 50% de recursos renováveis ou industriais, agrícolas ou urbanos o período de carência é de 2 anos e o período de reembolso é de 5 anos.

Para as mesmas despesas elegíveis os incentivos concedidos não são acumuláveis com quaisquer outros da mesma natureza.

ENTIDADES GESTORAS E SUAS COMPETÊNCIAS

As entidades responsáveis pela gestão do MAPE são a Direcção Geral de Energia (DGE) para os projectos nacionais, e as Direcções Regionais da Economia (DRE) para os projectos desconcentrados.

Deste modo, compete à DGE no âmbito dos projectos nacionais, proceder à avaliação das candidaturas, emitir as ordens de pagamento dos incentivos e proceder ao acompanhamento e verificação da execução dos projectos, sem prejuízo de uma articulação com as DRE.

No âmbito dos projectos desconcentrados a avaliação técnica das candidaturas cabe à DGE, competindo à DRE, em articulação com a DGE emitir as ordens de pagamento dos incentivos e proceder ao acompanhamento e verificação da execução dos projectos.

A DGE deverá emitir, num prazo de 40 dias a partir da recepção da candidatura, a proposta de decisão a submeter à Unidade de Gestão Competente. Compete igualmente à DGE emitir um parecer técnico, no prazo de 45 dias a contar da data de recepção da candidatura, relativamente aos projectos desconcentrados recepcionados pelas DRE.

No âmbito dos projectos desconcentrados e após o parecer mencionado, a DRE submeterá uma proposta de decisão à Unidade de Gestão, presidida pelo Presidente da Comissão de Coordenação Regional (CCR) territorialmente competente. As entidades gestoras poderão solicitar esclarecimentos complementares ao promotor, que deverão ser prestados no prazo máximo de 20 dias. Se a resposta não for dada, esse facto significará a desistência da candidatura.

Os prazos previstos suspendem-se sempre que sejam solicitados esclarecimentos suplementares ao promotor.

APRESENTAÇÃO DE CANDIDATURAS

As candidaturas são apresentadas nos Gabinetes do Investidor do POE e na DGE, ou na DRE territorialmente competente, consoante o projecto seja nacional ou desconcentrado. As candidaturas são enviadas pela Internet através de formulário disponível no site do POE (http://www.poe.min-economia.pt/), ou apresentadas em formulário, fornecido pelas entidades receptoras, devidamente preenchido e em suporte informático.

As candidaturas de projectos desconcentrados são apresentadas em formulário, fornecido pelas entidades receptoras, devidamente preenchido e em suporte informático.

A entidade responsável pela recepção da candidatura efectua o seu registo no Sistema de Informação e procede à instrução sumária da sua avaliação.

PROCESSO DE DECISÃO

Cabe à Unidade de Gestão para os projectos nacionais, emitir no prazo de 15 dias uma proposta de decisão sobre as candidaturas, a submeter pelo Gestor ao Ministro da Economia. Relativamente aos projectos desconcentrados a proposta de decisão sobre as candidaturas é da

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http://www.poe.min-economia.pt/


responsabilidade da Unidade de Gestão presidida pelo Presidente da CCR territorialmente competente, a submeter pelo Presidente da referida Unidade de Gestão ao Ministro da Economia.

A decisão relativa ao pedido da concessão de incentivo no âmbito dos projectos nacionais é notificada ao promotor pela DGE, enquanto que nos projectos desconcentrados tal notificação cabe à DRE respectiva.

FORMALIZAÇÃO DA CONSESSÃO DO INCENTIVO

A concessão do incentivo é formalizada através de contrato a celebrar entre as entidades beneficiárias e o Instituto de Apoio às Pequenas e Médias Empresas (IAPMEI), mediante uma minuta tipo homologada pelo Ministro da Economia.

A não celebração do contrato por razões imputáveis às entidades beneficiárias, no prazo de 40 dias, contados da data da notificação da decisão de aprovação determina a caducidade da decisão de concessão de incentivo.

OBRIGAÇÕES DOS PROMOTORES

Os promotores ficam sujeitos às seguintes obrigações:

• Executar o projecto nos termos fixados no contrato; • Cumprir os objectivos constantes da candidatura; • Cumprir as obrigações legais, designadamente de natureza fiscal; • Entregar à entidade gestora respectiva relatórios intercalares e finais de execução; • Entregar, nos prazos estabelecidos, todos os elementos que lhe forem solicitados

pelas entidades com competência para o acompanhamento, controlo e fiscalização; • Comunicar à entidade gestora respectiva qualquer alteração ou ocorrência que

ponha em causa os pressupostos relativos à aprovação do projecto ou à sua realização pontual;

• Manter as condições legais necessárias ao exercício da respectiva actividade, nomeadamente quanto à sua situação em matéria de licenciamento;

• Manter a situação regularizada perante as entidades pagadoras do incentivo; • Manter a contabilidade organizada segundo o Plano Oficial de Contabilidade; • Manter na empresa, devidamente organizado em dossier, todos os documentos

susceptíveis de comprovar declarações prestadas na candidatura e necessários durante a execução do projecto;

• Garantir o acesso da DGE, das DRE, ou de quem por eles for mandatado, às instalações a que dizem respeito as candidaturas em apreciação ou aprovadas;

• Apresentar um compromisso de cumprimento das normas em vigor relativas à publicidade dos apoios.

As entidades beneficiárias ficam sujeitas a verificação da utilização dos apoios concedidos,

não podendo durante um prazo contratual inferior a 5 anos, alterar a localização geográfica, locar, alienar ou por qualquer outro meio onerar, no todo ou em parte, sem autorização prévia do Ministro da Economia, os bens adquiridos para a execução do projecto.

PAGAMENTO DO INCENTIVO E SUA CONTABILIZAÇÃO

O pagamento do incentivo às entidades beneficiárias é efectuado de acordo com as clausulas contratuais, mediante a emissão de ordens de pagamento pela entidade gestora respectiva. Os pagamentos dos incentivos são assegurados pelo IAPMEI, que no caso dos

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projectos desconcentrados articulará a respectiva transferência de verbas com a CCR respectiva.

Os incentivos concedidos são contabilizados numa conta exclusivamente afecta ao registo da comparticipação, de acordo com o Plano Oficial de Contabilidade em vigor.

ACOMPANHAMENTO, CONTROLO E FISCALIZAÇÃO

O acompanhamento e verificação da execução do projecto e contrato serão asseguradas pela entidade gestora respectiva, sem prejuízo da articulação com outros organismos competentes, nos seguintes termos:

• A verificação financeira do projecto terá por base uma “Declaração de Despesas do

Investimento” apresentada pelo Promotor, certificada por um Revisor Oficial de Contas (ROC) através da qual confirma a realização das despesas de investimento, que os documentos comprovativos daqueles se encontram correctamente lançados na contabilidade e que o incentivo foi contabilizado de acordo com o Plano Oficial de Contabilidade.

• Em casos devidamente justificados, a ausência de certificação por um ROC da “Declaração de Despesa de Investimento” será suprida por intervenção específica da entidade gestora respectiva;

• As “Declarações de Despesas do Investimento” dos promotores serão auditadas, por amostragem, pelas Entidades Gestoras.

Isto para os projectos com recursos renováveis. Quanto aos projectos de cogeração a

comprovação da execução financeira dos mesmos será realizada pela entidade gestora, que poderá contratar no exterior a execução desta tarefa.

A verificação física do projecto será efectuada pela entidade gestora respectiva, confirmando que o investimento foi realizado e que os objectivos foram atingidos pelo promotor nos termos constantes da candidatura. A entidade gestora respectiva terá de apresentar relatórios de execução semestral e anual.

Os desvios verificados relativamente à calendarização prevista na candidatura, podem ter como consequência a revisão das condições de financiamento.

As entidades beneficiárias dos apoios previstos ficam sujeitos a fiscalização com vista à verificação da sua utilização.

PROGRAMA E4 Com o objectivo de reforçar o apoio à introdução das energias renováveis, a cogeração e de

formas de utilização racional e eficiente da energia, e assim eliminar as barreiras existentes, foi aprovado recentemente o Programa E4 – Eficiência Energética e Energias Endógenas. Este programa consiste num vasto conjunto de medidas de modernização do sistema eléctrico nacional. Com estas medidas, espera-se que o nosso país possa estar em condições de cumprir o objectivo de 39% de energias renováveis na produção de electricidade em 2010, com um investimento da ordem dos mil milhões de contos em novos 3500 MW com repercussões muito importantes na criação de emprego e desenvolvimento regional.

Este programa surge como uma resposta à forte dependência externa e consequente crescimento da factura energética e elevada intensidade energética do PIB. Deste modo o nível de emissões de gases de estufa, embora não atingindo os valores de outros países,

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reflecte a ineficiência do sistema energético nacional e o efeito do domínio dos combustíveis no conjunto energético nacional.

Pretende-se assim tirar o máximo partido da exploração de fontes de energias renováveis de que o país dispõe e que os avanços tecnológicos e o novo enquadramento do sector energético permitem, respeitando sempre o meio ambiente.

Outro aspecto que se pretende melhorar com este programa é o da maior eficiência na utilização da energia. Isto engloba a eficiência dos sistemas energéticos tanto do lado da oferta como do lado da procura da energia final, mas também a valorização dos “não usos” através da promoção da racionalidade da procura da energia útil.

ESTRATÉGIA

O Programa E4 – Eficiência Energética e Energias Endógenas tem como objectivo a modernização e a melhoria da competitividade da economia, por meio de uma intervenção abrangente da problemática da energia, indo assim de encontro às prioridades do 5º programa quadro. Tendo sempre em atenção assegurar, simultaneamente, a segurança no abastecimento, a redução da factura energética e a salvaguarda do ambiente, tendo como grandes eixos de intervenção os seguintes aspectos:

• Diversificação do acesso às formas de energias renováveis no mercado e aumento

das garantias do serviço prestado pelas empresas da oferta energética; • Promoção da melhoria da eficiência energética dando particular atenção às

oportunidades e meios de optimização da eficiência do lado da procura. • Promoção da valorização das energias renováveis, em particular a eólica, hídrica,

biomassa, solar (térmica e fotovoltaica) e a energia das ondas, num compromisso fortemente dinâmico entre a viabilidade técnico-económica e as condicionantes ambientais.

INTENÇÕES APRESENTADAS NO E4

As medidas a tomar relativamente às energias renováveis e cogeração são de vária ordem e passam pela:

• Promoção do aproveitamento das fonte de energia renováveis, quer as já

consolidadas do ponto de vista técnico-económico, quer as emergentes com potencial interessante a médio e longo prazo para a produção da energia eléctrica no âmbito do Sistema Eléctrico Independente.

• Promoção da micro-geração de electricidade a partir de fontes renováveis, nomeadamente através do solar fotovoltaico e microturbinas, com particular incidência na integração arquitectónica dos dispositivos de captação nos edifícios.

• No âmbito da produção de electricidade a partir de energias renováveis, tem particular importância a implementação do processo de atribuição e controlo de Certificados Verdes.

• Lançamento de um programa nacional de apoio ao aquecimento de águas sanitárias por energia solar, com relevância à promoção da imagem e da exploração do interesse económico e social da opção solar térmico para as águas quentes sanitárias, nos sectores doméstico e de serviços em geral, e para água quente de processo no sector industrial.

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• Incentivo ao desenvolvimento de serviços de energia no domínio do aquecimento de águas sanitárias por energia solar, associada em alternativa ao gás ou à electricidade e dirigido em particular, mas não exclusivamente, ao sector doméstico.

• Ao nível do projecto e instalação de sistemas solares térmicos, pretende-se dinamizar o processo de certificação de sistemas e técnicos/empresas destas actividades.

• Promoção de projectos exemplares de demonstração do aproveitamento eficiente e ambientalmente relevante, de energias renováveis, em particular das tecnologias emergentes do ponto de vista do mercado.

• Criação ou extensão de medidas de incentivo fiscal às energias endógenas: - revisão do limite máximo de dedução à colecta no IRS na aquisição de

equipamentos para aproveitamento de energias renováveis; - IVA à taxa reduzida sobre aparelhos, máquinas e outros equipamentos

destinados a captação e aproveitamento de energia solar, eólica e geotérmica, captação e aproveitamento de outras formas alternativas de energia, produção de energia a partir da incineração ou transformação de detritos, lixo e outros resíduos;

- Extensão do IVA à taxa reduzida na aquisição de equipamentos para queima de lenha e/ou resíduos florestais para fins energéticos, na venda de energia térmica produzida a partir de instalações de aproveitamento de energias renováveis e na produção de energia a partir de fontes renováveis, na venda de energia térmica produzida a partir de instalações de cogeração e na produção de energia a partir de micro-turbinas que utilizem gás natural.

- Dedução à colecta no IRS de equipamentos para a produção de energia eléctrica e térmica produzida por micro-turbinas, com potência limitada a 25 kW e que utilizem gás natural.

• Extensão ou adaptação de medidas de incentivo financeiro às energias endógenas

no âmbito do Programa POE – Medidas de Apoio à Modernização e Desenvolvimento das Infra-estruturas Energéticas e Medidas de Apoio ao Aproveitamento do Potencial Energético e Racionalização de Consumos (MAPE):

- reforço dos apoios e alteração dos critérios de selecção e atribuição de

incentivo (mérito energético-ambiental das operações) nos projectos de produção de energia com base em fontes de energias renováveis ou de cogeração que utilizem mais de 50% de recursos renováveis ou resíduos;

- reforço dos incentivos à extensão e reforço das redes eléctricas, nomeadamente para permitir o acréscimo de ligação de produtores em regime especial.

- incentivos a pequenos sistemas até 150 kW alimentados a biogás e a sistemas baseados em células de combustível, nos projectos de utilização racional de energia relativos à cogeração.

- Introdução de critérios de qualidade energética e ambiental na selecção e cálculo de incentivos nos projectos de produção de energia eléctrica a partir de recursos renováveis e cogeração.

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- Novos critérios de selecção em projectos de instalação de sistemas de aquecimento/arrefecimento utilizando fontes de energias renováveis, obrigando à certificação dos sistemas e seu desempenho por laboratório acreditado.

- Redução do investimento mínimo elegível para 10000 € nos projectos de utilização racional de energia em que os equipamentos sejam baseados no uso da energia solar.

• Dinamização da actividade da cogeração, privilegiando a utilização do gás natural. • Promoção da micro-geração de electricidade a partir de gás natural, através da

utilização de microturbinas e células de combustível, com particular incidência nos edifícios.

Foram aprovados ainda no âmbito do Programa E4 – Eficiência Energética e Energias

Endógenas vários decretos-lei que visam reforçar as medidas apontadas anteriormente. Destes já foram publicados em Diário da República os seguintes:

• decreto-lei n.º 312/2001, de 10 de Dezembro, que define as condições de atribuição

e gestão de pontos de interligação de Produtores em Regime Especial, no âmbito do Sistema Eléctrico Independente e entretanto;

• decreto-lei n.º 313/2001, de 10 de Dezembro que revê o decreto-lei n.º 538/99 de 13 de Dezembro, no que respeita às condições de exploração e tarifárias da actividade de cogeração.

• decreto-lei n.º 339-C/2001, de 29 de Dezembro que revê o decreto-lei n.º 189/88 de27 de Maio com a redacção de 168/99 de 18 de Maio, no que respeita às condições deremuneração da actividade de produção renovável. Este decreto-lei define a remuneraçãoa atribuir às autarquias pela instalação, nos respectivos concelhos de centrais eólicas.

Foi aprovado ainda uma Portaria que revê a Medida de Apoio ao Aproveitamento do Potencial Energético e Racionalização de Consumos (MAPE), alterando deste modo a Portaria n.º 198/2001 de 13 de Março.

NOVENERGIA 2010

Existe ainda um fundo de investimento destinado a apoiar as energias renováveis denominado NovEnergia 2010.

O NovEnergia 2010 tem como objectivo tomar participações minoritárias em projectos, promovidos por empresas privadas quer em Portugal e resto da União Europeia, quer no Brasil. Para tal existe um fundo de investimento no valor de 14.9 milhões de euros (3 milhões de contos), que será reforçado para 49.8 M€ (10 milhões de contos) até ao final do ano.

Este fundo tem como detentores de capital três instituições financeiras: Caixa Geral de Depósitos, Banco Comercial Português e Montepio Geral. A estas instituições juntam-se

OPET Portugal 33


ainda a Fundação Calouste Gulbenkian, a Fundação Oriente, o Fundo de Pensões do Banco de Portugal, o Fundo de Pensões Futuro e a Alico, da seguradora American International.

Este não é um fundo de investimento tradicional já que os títulos de participação correspondem a acções, o que reflecte a confiança das instituições privadas no sector renovável.

OPET Portugal 34


BIBLIOGRAFIA

- Impacto da Integração de Produtores em Regime Especial no Sistema Eléctrico de Serviço

Público, INESC Porto;

- Decreto – Lei n.º 189/88 de 27 de Maio;

- Decreto – Lei n.º 186/95 de 27 de Julho;

- Decreto – Lei n.º 538/99 de 13 de Dezembro;

- Decreto – Lei n.º 70-B/2000 de 5 de Maio;

- Decreto – Lei n.º 312/2001 de 10 de Dezembro;

- Decreto – Lei n. 313/2001 de 10 de Dezembro;

- Decreto – Lei nº 339-C/2001 de 29 de Dezembro;

- Portaria n.º 687/2000 de 31 de Agosto;

- Portaria n.º 57/2002 de 15 de Janeiro;



- Programa E4 – Eficiência Energética e Energias Endógenas, Ministério da Economia;

- Regulamento de Execução da Medida de Apoio ao Aproveitamento do Potencial

Energético e Racionalização de Consumos (MAPE);

OPET Portugal 35

- Making Connections - Case Studies of Interconnection Barriers and their Impact on

Distributed Power Projects, NREL – National Renewable Energy Laboratory.


Barreiras, Legislação e Apoios - Anexo

OPET Portugal 37

ANEXO Neste anexo pretende-se explicar com um maior detalhe os termos que fazem parte do

cálculo da tarifação da energia produzida nas instalações de energias renováveis e cogeração, tal como está definido no Anexo II do Decreto-Lei n.º. 168/99 de 18 de Maio, com as alterações introduzidas pelo Decreto-Lei n.º 339-C/2001 de 29 de Dezembro, e as Portarias n.º 57/2002, n.º 58/2002, n.º 59/2002 e n.º 60/2002 de 15 de Janeiro.

ENERGIAS RENOVÁVEIS

Assim paras as energias renováveis, a facturação é obtida pela seguinte expressão:

( ) ( ) ( )[ ] ( )LEVIPCIPCZVRDPAVRDPVVRDPFKMHOVRD

ref

mmmmmm −

×××++×= −

111 (1)

em que:

- VRDm é a remuneração aplicável a centrais renováveis no mês m; - KMHOm é um coeficiente facultativo que modula os valores de PF(VRD)m e de

PV(VRD)m em função do posto horário em que a energia tenha sido fornecida; - PF(VRD)m é a parcela fixa da remuneração aplicável a centrais renováveis, no mês

m; - PA(VRD)m é a parcela ambiental da remuneração aplicável a centrais renováveis,

no mês m; - PV(VRD)m é a parcela variável da remuneração aplicável a centrais renováveis, no

mês m; - Z é um coeficiente adimensional que traduz as características específicas do

recurso endógeno e da tecnologia utilizada na instalação licenciada; - IPCm-1 é o índice de preços no consumidor, sem habitação, no continente, referente

ao mês m-1; - IPCref é o índice de preços no consumidor, sem habitação, no continente, referente

ao mês de Dezembro de 1998; - LEV representa as perdas, nas redes de transporte e distribuição, evitadas pela

central renovável. No acto de licenciamento os promotores das centrais de energias renováveis deverão

decidir se optam ou não pela modulação tarifária traduzida pelo coeficiente KMHO. Se optarem pela modulação tarifaria, o valor de KMHO tomará o seguinte valor:

m

mvvmpcpc

ECRECRKMHOECRKMHO

KMHO ,, ×+×= (2)

em que:


OPET Portugal 38

- KMHOpc é um factor que representa a modulação correspondente a horas

cheias e de pontas, o qual toma o valor de 1.15 paras as centrais hídricas e o valor de 1.25 para as restantes instalações;

- ECRpc,m é a energia produzida pela central renovável nas horas de cheias e de ponta do mês m, expressa em kWh;

- KMHOv é um factor que representa a modulação correspondente a horas de vazio, o qual toma o valor de 0.8 para as centrais hídricas e o valor de 0.65 para as restantes instalações;

- ECRvm é a energia produzida pela central renovável nas horas de vazio do mês m, expressa em kWh;

- ECRm é a energia produzida pela central renovável no mês m, expressa em kWh.

Se no acto de licenciamento, as centrais renováveis não optarem pela modulação tarifária o

valor de KMHO toma o valor 1. De referir que, as horas de vazio, no período de hora legal de Inverno, ocorrem entre as 0 e

8 horas e entre as 22 e 24 horas, sendo as restantes horas consideradas de cheias e de ponta. Para o horário legal de Verão as horas de vazio ocorrem entre as 0 e as 9 horas e entre as 23 e 24 horas, sendo as horas restantes consideradas de cheias e de ponta.

O valor de PF(VRD)m é calculada através da seguinte expressão:

mmedmpotrefm POTCOEFUPFVRDPF ,,)()( ××= (3)

PF(U)ref é o valor unitário de referência para PF(VRD)m o qual deve corresponder à mensualização do custo unitário de investimento nos novos meios de produção cuja construção é evitada por uma central renovável que assegure o mesmo nível de garantia de potência que seria proporcionado por esses novos meios de produção. Toma o valor de 5.44 €/kW por mês e será utilizado em cada central, durante todo o período em que a remuneração definida por VRD seja aplicável.

O COEFpot,m é um coeficiente adimensional que traduz a contribuição da central renovável, no mês m, para a garantia da potência fornecida à rede pública. O seu valor é obtido pela seguinte expressão:

dec

m

m

dec

m

mref

mrefmpot POT

ECRNDM

POTECR

NHONHP

COEF×

=××

==576248.0,

,, (4)

em que:

- NHPref,m é o número de horas que a central renovável funcionou à potência de referência no mês m, o qual é avaliado pelo quociente ECRm/POTdec;

- NHOref,m é o número de horas que servem de referência para o cálculo, no mês m, de COEFpot,m o qual é avaliado pelo produto 0.8x24xNDMm;

- POTdec é a potência da central, declarada pelo promotor no acto de licenciamento, expressa em kW;

- NDMm é o número de dias do mês m, o qual toma o valor de 30.


OPET Portugal 39

O valor de POTmed,m, da expressão (3), é calculado da seguinte forma:

×=

m

mdecmmed NDM

ECRPOTPOT24

;min, (5)

sendo “min” a função “mínimo de”. O valor de PV(VRD)m, de expressão (1), é calculado do seguinte modo:

mrefm ECRUPVVRDPV ×= )()( (6)

PV(U)ref é o valor unitário de referência para PV(VRD)m o qual deve corresponder aos custos de operação e manutenção que seriam necessários à exploração dos novos meios de produção cuja construção é evitada pela central renovável. O seu valor é de 0.02 €/kWh e será utilizado em cada central, durante todo o período em que a remuneração definida por VRD seja aplicável.

O valor de PA(VRD)m, da expressão (1), é calculado da seguinte forma:

mrefrefm ECRCCRUECEVRDPA ××= )()( (7)

em que:

- ECE(U)ref é o valor unitário de referência para as emissões de dióxido de carbono evitadas pelas centrais renováveis, o qual deve corresponder a uma valorização unitária do dióxido de carbono que seria emitido pelos novos meios de produção cuja construção é evitada pela central renovável. Toma o valor de 7.48*10^-5 €/g e será utilizado em cada central, durante todo o período em que a remuneração definida por VRD seja aplicável.

- CCRref é o montante unitário das emissões de dióxido de carbono da central de referência, que toma o valor de 370 g/kWh e será utilizado, em cada central, durante todo o período em que a remuneração definida por VRD seja aplicável

O coeficiente Z é aplicável para todos os tipos de centrais abrangidas assumindo, para os

respectivos regimes de funcionamento anual, os seguintes valores:

- centrais eólicas:

1. para a energia produzida nas primeiras 2000 horas de funcionamento – 1.70;

2. para o excedente de energia produzida entre as 2000 e 2200 horas de funcionamento – 1.30;

3. para o excedente de energia produzida entre as 2200 e as 2400 horas de funcionamento – 0.95;

4. para o excedente de energia produzida entre as 2400 e as 2600 horas de funcionamento – 0.65;

5. acima das 2600 horas de funcionamento – 0.40.


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- centrais hídricas: 1.20; - centrais utilizadoras da energia das ondas, até ao limite de potência instalada,

a nível nacional, de 20 MW: 6.35; - centrais de energia fotovoltaica, até ao limite de uma potência instalada, a

nível nacional de 50 MW:

1. instalações de potência superior a 5 kW – 6.55; 2. instalações de potência inferior ou igual a 5 kW – 12.

- para as instalações relativas aos recursos endógenos e tecnologias não

referidas anteriormente, o coeficiente Z toma o valor 1. O parâmetro LEV toma o valor de 0.015 no caso de centrais com potência maior ou igual a

5 MW, e de 0.035 no caso de centrais com potência inferior a 5 MW. O montante de remuneração definido por VRD é aplicável durante os primeiros 144 meses

de exploração da central renovável. Após o prazo inicial de licenciamento de uma central renovável, no caso de a central

continuar em exploração por prorrogação daquele prazo, a energia que a central fornecer à rede pública será paga pelo sistema de remuneração que se encontrar em vigor para as instalações do Sistema Eléctrico Público licenciadas ao abrigo do Decreto-Lei n.º 183/95, de 27 de Julho.

Para as centrais eólicas, tendo em atenção a conveniência de reflectir uma repartição dos benefícios globais que lhe são inerentes a nível nacional e local, é devida aos municípios, pelas empresas detentoras das licenças de exploração de parques eólicos, uma renda de 2.5% sobre o pagamento mensal feito pela entidade receptora da energia eléctrica produzida, em cada instalação, nos seguintes termos:

- quando as instalações licenciadas estejam instaladas em mais de um

município a renda é repartida proporcionalmente à potência instalada em cada município;

- nos casos em que as empresas detentoras das licenças de exploração tenham contratos celebrados quaisquer acordos ou contratos com as autarquias locais em cuja área estão implantadas, a título de compensação pela respectiva exploração aplicar-se-á o seguinte:

1. manutenção da situação actual contratualizada, se esse pagamento for

previsionalmente igual ou superior à renda definida anteriormente durante o período de vigência da licença de exploração da central;

2. prevalência do disposto neste diploma, em caso de opção da autarquia, caso tal pagamento for previsionalmente inferior à renda definida anteriormente durante o período de vigência da licença de exploração da central.

COGERAÇÃO

A cogeração que se encontra regulada pelo Decreto-Lei n.º 538/99 de 13 de Dezembro, com as alterações definidas no Decreto - Lei n.º 313/2001 de 10 de Dezembro, definiu que a facturação das instalações de cogeração é diferenciada consoante:


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- a potência de ligação seja inferior ou igual a 10 MW, utilizando como combustível gás natural, GPL ou combustíveis líquidos, com excepção do fuelóleo;

- se a potência de ligação é superior a 10 MW, utilizando como combustível gás natural, GPL ou combustíveis líquidos, com excepção do fuelóleo;

- se as instalações de cogeração utilizam energia primária que, em cada ano, seja constituída em mais de 50% por recursos renováveis ou resíduos industriais, agrícolas ou urbanos, independentemente da potência de ligação;

- as instalações de cogeração utilizadoras de combustível fuelóleo, independentemente da potência de ligação.

A facturação para as instalações de cogeração com potência superior a 10 MW que utilizem como combustível o gás natural, GPL ou combustíveis líquidos, excepto o fuelóleo é calculada, para os primeiros 120 meses de exploração, pela seguinte expressão:

mmmm VRDPAVRDPVVRDPFVRD )()()( ++= (8)

em que:

- VRDm é a remuneração aplicável a instalações de cogeração, no mês m; - PF(VRD)m é a parcela fixa da remuneração aplicável a instalações de

cogeração, no mês m; - PV(VRD)m é a parcela variável da remuneração aplicável a instalações de

cogeração, no mês m; - PA(VRD)m é a parcela ambiental da remuneração aplicável a instalações de

cogeração, no mês m; Assim, o valor de PF(VRD)m é obtida pela seguinte expressão:

mpmref

dezrefm POTCPOT

IPCIPCUPFVRDPF ,)()( ×××= (9)

em que PF(U)ref é o valor unitário de referência para PF(VRD)m o qual:

- Deve corresponder à mensualização do custo unitário de investimento nos novos meios de produção cuja construção é evitada por uma instalação de cogeração que assegure o mesmo nível de garantia de potência que seria proporcionada por esses novos meios;

- É fixado anualmente por despacho do Ministério da Economia, a publicar no Diário da República, 2ª série, durante o mês de Fevereiro, podendo a sua fixação ser delegada na Direcção Geral de Energia (DGE);

- É aplicável, ao longo do prazo de vigência de VRD, às instalações de cogeração cujo processo de licenciamento seja considerado pela DGE

INSTALAÇÕES COM POTÊNCIA SUPERIOR A 10 MW UTILIZANDO COMO COMBUSTÍVEL GÁS NATURAL, GPL OU COMBUSTÍVEIS LÍQUIDOS, COM EXCEPÇÃO DO FUELÓLEO


OPET Portugal 42

completo, na parte que é da responsável o cogerador, no ano daquela publicação;

- É expresso em euros por kW por mês m. IPCdez tem o significado apontado anteriormente para a remuneração da energia produzida

nas centrais renováveis. Já o valor de IPCref é o índice de preços no consumidor, sem habitação, no continente, referente ao mês de Dezembro do ano anterior ao da publicação do despacho que estabeleceu o valor de PF(U)ref aplicável à instalação de cogeração.

POTp,m é a potência média disponibilizada pela instalação de cogeração à rede do SEP, durante as horas de ponta do mês m, expressa em kW. O seu cálculo é obtido pela seguinte expressão:

mp

mpmp NHM

EECPOT

,

,, = (10)

em que EECp,m é a energia fornecida à rede do SEP pela instalação de cogeração nas horas

de ponta do mês m, expressa em kWh e NHMpc,m é o número de horas do mês m que nos termos do tarifário geral aplicável ao nível de tensão da ligação da instalação de cogeração à rede do SEP, são consideradas num ciclo semanal, horas de ponta. Na medição deste valor não são consideradas as medidas efectuadas durante os períodos de manutenção programada do cogerador.

O factor CPOTm trata-se de um coeficiente adimensional que traduz a contribuição da instalação de cogeração, no mês m, para a garantia da potência proporcionada pela rede do SEP. Este coeficiente é calculado do seguinte modo:

85.01 m

mNRMCPOT −= (11)

Na expressão anterior NRMm representa a relação entre o número de medidas, tomadas

durante as horas de ponta do mês m, em que a potência disponibilizada à rede do SEP pela instalação de cogeração foi inferior a metade da POTp,m e o número total de medidas de potência, tomadas nas horas ponta do mês m.

O valor de PV(VRD)m, da expressão (10) é obtido do seguinte modo:

mmmm VRDPVOVRDPVRVRDPVCVRDPV )()()()( ++= (12) em que:

- PVC(VRD)m é a parte de PV(VRD)m correspondente a despesas de combustível

- PVR(VRD)m é a parte de PV(VRD)m correspondente aos custos evitados nas redes a montante;

- PVO(VRD)m é a parte de PV(VRD)m correspondente a outras despesas. O valor de PVC(VRD)m é calculado pela seguinte fórmula:

KMHOEECIPVCUPVCVRDPVC mmrefm ×××= )()( (13)


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em que PVC(U)ref é o valor unitário de referência para PVC(VRD)m o qual:

- Deve corresponder aos custos com combustível que seriam necessários à operação dos novos meios de produção cuja construção é evitada pela instalação de cogeração;

- É fixado anualmente por despacho do Ministério da Economia, a publicar no Diário da República, 2ª série, durante o mês de Fevereiro, podendo a sua fixação ser delegada na DGE;

- É aplicável, ao longo do prazo de vigência de VRDm, cujo processo de licenciamento seja considerado pela DGE completo, na parte que é responsável o cogerador, no ano daquela publicação;

- É expresso em euros por kWh. Já EECm é a energia fornecida à rede do SEP pela instalação de cogeração, no mês m,

expressa em kWh. IPVCm é o indexante de PVC(U)ref relativo ao mês m, e é calculado da seguinte forma:

ref

dez

ref

m

ref

mm IPC

IPCTCUSDTCUSD

ALBALB

IPVC ×+××= 45.055.0 (14)

em que:

- ALBm é a média dos valores do Arabian light breakeven, publicados nos dois trimestres ao trimestre que inclui o mês m, no Platt’s Oilgram Price Report, expressos em dólares americanos por barril;

- ALBref é a média dos valores do Arabian light breakeven, publicados no último semestre do ano anterior ao da publicação do despacho que estabeleceu o valor de PVC(U)ref aplicável à instalação de cogeração, no Platt’s Oilgram Price Report, expressos em dólares americanos por barril;

- TCUSDm é a média das taxas de câmbio entre o euro e o dólar dos E.U.A. publicados pelo Banco de Portugal durante o mês m;

- TSCUDref é a média das taxas de câmbio entre o euro e o dólar dos E.U.A. publicadas pelo Banco de Portugal durante o mês de Dezembro do ano anterior ao da publicação do despacho que estabeleceu o valor de PVC(U)ref aplicável à instalação de cogeração.

KMHO é um coeficiente facultativo que modula o valor de PVC(VRD)m, consoante o

posto horário definido, nos mesmos termos que se encontrem estabelecidos no tarifário geral (ciclo semanal), aplicável ao nível de tensão da ligação da instalação de cogeração à rede do SEP, em que a energia tenha sido fornecida. Os operadores das instalações de cogeração deverão decidir no acto de licenciamento, se optam ou não pelo coeficiente KMHO, o qual será obtido pela seguinte expressão:

m

mvsvsmpcpcm EEC

EECHMHOEECKMHOHMHO ,, ×+×

= (15)


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em que:

- KMHOpc é o factor que representa a modulação correspondente a horas de cheias e de ponta, o qual toma o valor de 1.250;

- KMHOvs é o factor que representa a modulação correspondente a horas de vazio e de super vazio, o qual toma o valor de 0.725;

- EECpc,m é a energia fornecida à rede do SEP pela instalação de cogeração, nas horas de cheias e de ponta no mês m, expressa em kWh;

- EECv é a energia fornecida à rede do SEP pela instalação de cogeração, nas horas de vazio no mês m, expressa em kWh;

- EECm é a energia produzida pela instalação de cogeração no mês m, nas horas de vazio normal e super vazio, expressa em kWh.

Se os operadores das instalações de cogeração não optarem pela modulação tarifária, o

valor de KHMO será 1 para todos os meses. O valor de PVR(VRD)m, relativo à expressão (14), é calculado do seguinte modo:

mmpcref

dezrefm KPVREEC

IPCIPCUPVRVRDPVR ×××= ,)()( (16)

em que:

- PVR(U)ref é o valor unitário que serve para determinar o valor de PVR(VRD)m o qual deve corresponder ao somatório entre o custo unitário de transporte e o custo unitário de investimento em novos meios de transporte que serão evitados pela instalação de cogeração que substitua os meios da rede de transporte em causa.

- É fixado anualmente por despacho do Ministério da Economia, a publicar no Diário da República, 2ª série, durante o mês de Fevereiro, podendo a sua fixação ser delegada na DGE;

- É aplicável, ao longo do prazo de vigência de VRDm, às centrais de cogeração cujo processo de licenciamento seja considerado pela DGE completo, na parte que é responsável o cogerador, no ano daquela publicação;

- É expresso em euros por kWh. Já KPVRm trata-se de um coeficiente adimensional que exprime a existência ou não de

custos evitados de transporte e que toma os seguintes valores: 1) KPVRm = 1, quando PGA=30 MW; 2) KPVRm = 1-0.1*(PGA-30), quando 30 MW<PGA<40 MW; 3) KPVRm = 0, quando PGA ≥ 40 MW. Sendo PGA a potência garantida expressa em MW, à rede do SEP, pela instalação de

cogeração é que é declarada anualmente pelo cogerador respectivo, no mês de Novembro, ao operador das redes do SEP, para vigorar no ano seguinte. A energia fornecida à rede do SEP pela instalação do cogeração deve ser registada em intervalos de uma hora.

O valor de PVO(VRD)m, relativo à expressão (14), é obtido do seguinte modo:


OPET Portugal 45

mref

dezrefm EEC

IPCIPCUPVOVRDPVO ××= )()( (17)

PVO(U)ref é o valor unitário de referência para PVO(VRD)m o qual deve corresponder aos

outros custos, com excepção dos custos com combustível, que seriam necessários à operação dos novos meios de produção cuja construção é evitada pela instalação de cogeração. É estabelecido anualmente por despacho do Ministro da Economia, publicado no Diário da República 2ª série, durante o mês de Fevereiro, podendo o seu estabelecimento ser delegado no director-geral da DGE, e aplicável ao longo do prazo de vigência de VRD, às instalações de cogeração cujo processo de licenciamento seja considerado pela DGE completo, na parte de que é responsável o cogerador, no ano daquela publicação. É expresso em €/kWh.

O valor de PA(VRD)m, relativo à expressão (10) é calculado da seguinte forma:

ref

dezmmrefrefm IPC

IPCKMHOEECCEACCRUPAVRDPA ×××××= )()( (18)

PA(U)ref é um valor unitário de referência o qual deve corresponder a uma valorização

unitária do dióxido de carbono que seria emitido pelos novos meios de produção cuja construção é evitada pela instalação de cogeração. É fixado anualmente por despacho do Ministro da Economia, publicado no Diário da República 2ª série, durante o mês de Fevereiro, podendo o seu estabelecimento ser delegado no director-geral da DGE, e aplicável ao longo do prazo de vigência de VRD, às instalações de cogeração cujo processo de licenciamento seja considerado pela DGE completo, na parte de que é responsável o cogerador, no ano daquela publicação. É expresso em €/g.

Já CCRref é o montante unitário das emissões de dióxido de carbono, evitadas pela instalação de cogeração de referência, o qual toma o valor de 133g/kWh.

CEAm é um coeficiente adimensional que traduz a eficiência ambiental da instalação de cogeração, no mês m, e é obtido pela seguinte expressão:

)55004.05.2(7

1120 ,m

mcal EMICEA ×−×−×

=η

(19)

em que:

- ηcal,m é a eficiência ambiental da instalação de cogeração que é utilizada, para efeitos do cálculo de CEA no mês m;

- EMI55m é o n.º de gramas de dióxido de carbono por kWh que uma instalação convencional de produção de energia eléctrica teria emitido no mês m, se utilizasse combustível com as mesmas características do combustível utilizado pela instalação de cogeração e tivesse um rendimento de 55%, o qual, para instalações de cogeração que consumam gás natural é fixado em 370g/kWh, sendo para as restantes instalações fixado no acto de licenciamento.

O valor de ηcal,m é obtido através das seguintes condições:

- ηcal,m = ηver,m nos casos em que ηver,m<ηdec-0.1 ou ηver,m>ηdec;


OPET Portugal 46

- ηcal,m = ηdec nos casos em que ηdec-0.1 = ηver,m = ηdec. O valor de ηdec é a eficiência ambiental declarada pelo cogerador no processo de

licenciamento, a qual é obtida pela seguinte expressão:

−=

9.0dec

dec

decdec ETCB

EEη (20)

em que:

- EEdec é o valor declarado pelo cogerador no acto de licenciamento, da energia eléctrica que será produzida anualmente pela instalação de cogeração, excluindo os consumos dos sistemas auxiliares internos de produção, expressos em kWh;

- CBdec é o valor declarado pelo cogerador no acto de licenciamento, da energia primária que será consumida anualmente na instalação de cogeração, avaliada a partir do poder calorífico inferior do combustível utilizado, expressos em kWh;

- ETdec é o valor declarado pelo cogerador no acto de licenciamento, da energia térmica útil que será consumida anualmente a partir da energia térmica produzida pela instalação de cogeração, excluindo os consumos dos sistemas auxiliares internos de produção energética, expressos em kWh.

O valor de ηver é o valor de EE/(CB-ET/0.9) verificado no mês m. Após os primeiros 120 meses de exploração, a energia que a instalação fornecer à rede do

SEP continuará a ser paga através da expressão (10), mas a parcela respeitante a PA(VRD)m passa a ser calculada através da seguinte expressão:

ref

dezmredmrefrefm IPC

IPCKMHOEECCEACCRUPAVRDPA × (21)××××= ,)()(

passando o valor de CEA a ser calculado através da seguinte expressão:

( ) ( )14

55004.05.21120,m

calredmEMICEA × (22)−×−×= η

Para as instalações de cogeração em que:

- a potência de ligação é igual ou inferior a 10 MW, utilizando como combustível gás natural, GPL ou combustíveis líquidos, com excepção do fuelóleo;

Restantes instalações de cogeração


OPET Portugal 47

- se utilize energia primária, em cada ano, constítuida em mais de 50% por recursos renováveis ou resíduos industriais, agrícolas ou urbanos, independentemente da potência de ligação;

- se utilizem o combustível fuelóleo, independentemente da potência de ligação.

A remuneração pelo fornecimento da energia entregue à rede é obtida pela seguinte

expressão:

( ) ( )[ ] ( )LEVVRDPAVRDPVVRDPFVRD (23)mmmm −

×++=1

1)( (27)

em que:

- VRDm é a remuneração aplicável a instalações de cogeração, no mês m; - PF(VRD)m é a parcela fixa da remuneração aplicável a instalações de

cogeração, no mês m; - PV(VRD)m é a parcela variável da remuneração aplicável a instalações de

cogeração, no mês m; - PA(VRD)m é a parcela ambiental de remuneração aplicável a instalações de

cogeração, no mês m; - LEV representa as perdas, nas redes de transporte e distribuição, evitadas

pelas instalações de cogeração. O valor de PF(VRD)m é obtida através da seguinte expressão:

mpmref

dezrefm POTCPOT

IPCIPCUPFVRDPF (24),)()( ×××=

em que PF(U)ref, POTp,m, CPOTm, IPCdez e IPCref possuem os mesmos significados

apontados anteriormente. No entanto o valor de CPOTm é obtido do seguinte modo:

- CPOTm = (1-NRMm)/0.85 para potências de ligação superiores a 1 MW; - CPOTm = 1.

NRMm representa a relação entre o número de medidas tomadas nas horas de ponta do mês

m, em que a potência disponibilizada à rede do SEP pela instalação de cogeração foi inferior a metade da potência POTp,m e o número total de medidas horárias de potência, tomadas nas horas de ponta do mês m.

PV(VRD)m é obtido pela seguinte expressão:

mmmm VRDPVOVRDPVRVRDPVCVRDPV ) (25)()()()( ++=

em que PVC(VRD)m, PVR(VRD)m e PVO(VRD)m temo os mesmos significados apontados anteriormente. No entanto o cálculo de PVR(VRD)m é agora obtida da seguinte forma:

Power Systems Unit


OPET Portugal 48

( )ref

dezmpcm IPC

IPCEECUPVRVRDPVR × (26)×= ,)(

em que PVR(U) é o valor unitário que serve para determinar o valor de PVR(VRD)m, o

qual deve corresponder aos custos de constituição e operação das redes a montante do ponto de interligação que são evitados pela instalação de cogeração, e é expresso em euros por kWh. O valor é obtido do seguinte modo:

( )[ ]13500

)(100013500)( ,,

refmrpc

UPVRPOTUPVR × (27)−−=

em que PVR(U)ref é um parâmetro definidor de PVR(U), estabelecido anualmente por

despacho do Ministro da Economia, a publicar no Diário da República, 2ª série, durante o mês de Fevereiro, podendo o seu estabelecimento ser delegado na DGE, e aplicável às instalações de cogeração cujo processo de estabelecimento seja considerado pela DGE completo, na parte de que é responsável o cogerador, no ano daquela publicação.

Já POTpc,r,m é a potência média disponibilizada, para efeitos de cálculo de PVR(U), pela instalação ou instalações de cogeração associadas ao mesmo conjunto de utilizadores de energia térmica, à rede do SEP, durante as horas de cheias e de ponta do mês m, expresso em kWh. Este valor varia conforme as instalações de cogeração. Assim, para:

- as instalações de cogeração cuja potência de ligação seja igual ou inferior a 10

MW, utilizando como combustível gás natural, GPL ou combustíveis líquidos excepto fuelóleo POTpc,r,m será:

1) POTpc,r,m = 1000 kW, nos casos em que POTpc,m ≤ 1000 kW; 2) POTpc,r,m = POTpc,m, nos casos em que 1000 kW< POTpc,m ≤ 10000 kW.

- as instalações de cogeração que utilizem energia primária que, em cada ano,

seja constituída em mais de 50% por recursos renováveis ou resíduos industriais, agrícolas ou urbanos, independentemente da potência de ligação POTpc,r,m será:

1) POTpc,r,m = POTpc,m, nos casos em que POTpc,m>1000 kW; 2) POTpc,r,m = 1000 kW, nos casos em que POTpc,m ≤ 10000 kW.

- as instalações de cogeração utilizadoras de combustível fuelóleo,

independentemente da potência de ligação POTpc,r,m será: 1) POTpc,r,m = 1000 kW, nos casos em que POTpc,m<1000 kW; 2) POTpc,r,m = POTpc,m, nos casos em que 1000 kW ≤ POTpc,m <10000 kW; 3) POTpc,r,m = 10000 kW, nos casos em que 10000 kW ≤ POTpc,m <30000 kW; 4) POTpc,r,m = 10000+(POTpc,m-30000)*0.45, nos casos em que 30000

kW ≤ POTpc,m <40000 kW; 5) POTpc,r,m = 14500 kW, nos casos em que POTpc,m ≥ 40000 kW.

O valor de POTpc,m é calculado pela seguinte expressão:

mpc

mpcmpc NHM

EECPOT

,

,, = (28)


OPET Portugal 49

onde NHMpc,m é o número de horas do mês m que, nos termos do tarifário geral aplicável

ao nível de tensão da ligação da instalação de cogeração à rede do SEP, são consideradas num ciclo semanal, horas de ponta e de cheia.

O valor de PVO(VRD)m é calculado pela seguinte expressão:

KMHOEECIPCIPCUPVOVRDPVO m

ref

dezrefm ×××= )()( (29)

PVO(U)ref é o valor unitário de referência para PVO(VRD)m, o qual deve corresponder aos

outros custos com combustível, que seriam necessários à operação dos novos meios de produção cuja construção é evitada pela central de cogeração. Este valor é fixado anualmente por despacho do Ministro da Economia, a publicar no Diário da República 2ª série, durante o mês de Fevereiro, podendo a sua fixação ser delegada no director-geral da DGE e é aplicável ao longo do prazo de vigência de VRDm às instalações de cogeração cujo processo de licenciamento seja considerado completo pela DGE, na parte de que é responsável o cogerador, no ano daquela publicação. É expresso em €/kWh.

O valor de PA(VRD)m, relativo à expressão (27), é obtido do seguinte modo:

ref

dezmrefrefm IPC

IPCKMHOEECCEACCRUPAVRDPA ×××××= )()( (30)

PA(U)ref é o valor unitário de referência para PA(VRD)m, o qual deve corresponder a uma

valorização unitária do dióxido de carbono que seria emitido pelos novos meios de produção cuja construção é evitada pela central de cogeração. Este valor é fixado anualmente por despacho do Ministro da Economia, a publicar no Diário da República 2ª série, durante o mês de Fevereiro, podendo a sua fixação ser delegada no director-geral da DGE e é aplicável ao longo do prazo de vigência de VRDm às instalações de cogeração cujo processo de licenciamento seja considerado completo pela DGE, na parte de que é responsável o cogerador, no ano daquela publicação. É expresso em €/g.

Já CCRref é o montante unitário das emissões de dióxido de carbono evitadas pela instalação de cogeração de referência, o qual toma o valor de 133 g/kWh e será utilizado em cada central, durante todo o período em que a remuneração definida por VRD seja aplicável.

CEA é um coeficiente adimensional que traduz a eficiência ambiental da central de cogeração. Este valor é diferente consoante o tipo das instalações de cogeração. Deste modo para:

- as instalações de cogeração cuja potência de ligação seja igual ou inferior a 10 MW, utilizando como combustível gás natural, GPL ou combustíveis líquidos excepto fuelóleo, e em que utilizem em mais de 90% das suas horas de funcionamento, um único combustível, CEA toma o valor obtido pela seguinte expressão:

)55004.05.2(4

1120 hommm EMICEA ×−×−×= η (31)

- as instalações de cogeração que utilizem energia primária que, em cada ano,

seja constituída em mais de 50% por recursos renováveis ou resíduos


OPET Portugal 50

industriais, agrícolas ou urbanos, independentemente da potência de ligação, e em que utilizem em mais de 90% das suas horas de funcionamento, um único combustível, CEA toma o valor obtido pela seguinte expressão:

×

+×−×−×=ref

mmm CCR

EMICBCREMICEA 55)55004.05.2(

4920 homη (32)

- as instalações de cogeração que utilizem em mais de 90% das suas horas de funcionamento, fuelóleo, CEA toma o valor obtido pelas seguintes expressões:

1) para as instalações licenciadas ao abrigo da legislação anterior:

)50004.03.3(4

1020 hommm EMICEA ×−×−×= η (33)

2) para as instalações licenciadas após a entrada em vigor do Decreto-Lei n.º 313/2001, de 10 de Dezembro:

)50004.00.3(4

1020 hommm EMICEA ×−×−×= η (34)

em que:

- ηhom é o valor homologado pela DGE para a eficiência ambiental da instalação de cogeração;

- EMI55,m é o número de gramas de dióxido de carbono por kWh que uma instalação convencional de produção de energia eléctrica teria emitido, no mês m, se utilizasse combustível com as mesmas características do combustível utilizado pela instalação de cogeração e tivesse um rendimento de 55%, o qual para as instalações que consumam gás natural é fixado em 370 g/kWh, sendo para as restantes instalações fixado no respectivo acto de licenciamento;

- EMI50m é o número de gramas de dióxido de carbono por kWh que uma instalação convencional de produção de energia eléctrica teria emitido, no mês m, se utilizasse combustível com as mesmas características do combustível utilizado pela instalação de cogeração e tivesse um rendimento de 50%, o qual para as instalações que consumam fuelóleo é fixado em 570 g/kWh, sendo para as restantes instalações fixado no respectivo acto de licenciamento;

- CR é a energia primária renovável consumida pela instalação de cogeração que utilize energia primária que, em cada ano, seja constituída em mais de 50% por recursos renováveis ou resíduos industriais, agrícolas ou urbanos, independentemente da potência de ligação;

- CB é a energia primária total consumida anualmente pela instalação de cogeração que utilize energia primária que, em cada ano, seja constituída em mais de 50% por recursos renováveis ou resíduos industriais, agrícolas ou urbanos, independentemente da potência de ligação.


OPET Portugal 51

Para as instalações de cogeração cuja potência de ligação seja igual ou inferior a 10 MW, utilizando como combustível gás natural, GPL ou combustíveis líquidos excepto fuelóleo o valor de ηhom é obtido através da seguinte expressão:

−=

9.0

,75.0minhomlic

lic

lic

ETCB

EEη (35)

Para as instalações de cogeração que utilizem energia primária que, em cada ano, seja

constituída em mais de 50% por recursos renováveis ou resíduos industriais, agrícolas ou urbanos, independentemente da potência de ligação:

×−−

=

lic

lic

liclic

lic

CBCR

ETCB

EE

2.09.0(

,65.0minhomη (36)

Paras as instalações que utilizem combustível fuelóleo, independentemente da potência da

ligação:

−=

9.0

,70.0minhomlic

lic

lic

ETCB

EEη (37)

em que:

- EElic é o valor, certificado pela DGE no acto de licenciamento, da energia eléctrica que será produzida anualmente pela instalação de cogeração, não considerando os consumos nos sistemas auxiliares internos de produção, expresso em kWh;

- ETlic é o valor, certificado pela DGE no acto de licenciamento, da energia térmica útil que será consumida anualmente a partir da energia térmica produzida pela instalação de cogeração, não considerando os consumos nos sistemas auxiliares internos de produção energética, expresso em kWh;

- CBlic é o valor, certificado pela DGE no acto de licenciamento, da energia primária que será consumida anualmente na instalação de cogeração, avaliada a partir do poder calorífico inferior do combustível utilizado, expresso em kWh;

- CRlic é o valor da fracção da energia primária renovável que será consumida anualmente pela instalação de cogeração.


OPET Portugal 52

No caso de se realizar uma auditoria o valor de ηhom que se encontrar em vigor, ηhom,v, é recalculado. Deste modo para:

- Para as instalações de cogeração cuja potência de ligação seja igual ou

inferior a 10 MW, utilizando como combustível gás natural, GPL ou combustíveis líquidos excepto fuelóleo o valor de ηhom é obtido através das seguintes condições:

1) ηhom = 0.75, quando ηver>0.75; 2) ηhom = ηver, quando ηhom,v <ηver ≤ 0.75; 3) ηhom = ηhom,v, quando ηhom,v-0.05<ηver ≤ ηhom,v; 4) ηhom = ηver, quando ηver ≤ ηhom,v-0.05.

- Para as instalações de cogeração que utilizem energia primária que, em cada

ano, seja constituída em mais de 50% por recursos renováveis ou resíduos industriais, agrícolas ou urbanos, independentemente da potência de ligação, o valor de ηhom é obtido através das seguintes condições:

1) ηhom = 0.65, quando ηver>0.65; 2) ηhom = ηver, quando ηhom,v <ηver=0.70; 3) ηhom = ηhom,v, quando ηhom,v-0.05<ηver=ηhom,v; 4) ηhom = ηver, quando ηver=ηhom,v-0.05.

- Paras as instalações que utilizem combustível fuelóleo, independentemente da

potência da ligação, o valor de ηhom é obtido através das seguintes condições: 1) ηhom = 0.70, quando ηver>0.70; 2) ηhom = ηver, quando ηhom,v <ηver ≤ 0.70; 3) ηhom = ηhom,v, quando ηhom,v-0.05<ηver ≤ ηhom,v; 4) ηhom = ηver, quando ηver ≤ ηhom,v-0.05.

Nas expressões anteriores ηver é o valor de:

- EE/(CB-ET/0.9) verificado pela auditoria, para as instalações de cogeração cuja potência de ligação seja igual ou inferior a 10 MW, utilizando como combustível gás natural, GPL ou combustíveis líquidos excepto fuelóleo;

- EE/[CB-ET/(0.9-0.2*CR/CB)] verificado pela auditoria, Para as instalações de cogeração que utilizem energia primária que, em cada ano, seja constituída em mais de 50% por recursos renováveis ou resíduos industriais, agrícolas ou urbanos, independentemente da potência de ligação;

- EE/(CR-ET/0.9) verificado pela auditoria, paras as instalações que utilizem combustível fuelóleo, independentemente da potência da ligação.

Já ηhom,v é o valor de ηhom que vigorava antes da realização da auditoria, e ηhom é o valor de

ηhom quem passa a vigorar após a realização da auditoria. Finalmente o parâmetro LEV, da expressão (23), toma os seguintes valores:

- centrais com potência de ligação maior ou igual a 5 MW – 0.020; - centrais com potência de ligação inferior a 5 MW – 0.040.


OPET Portugal 53

De referir que, o montante de remuneração definido por VRD é aplicável à energia fornecida, à rede do SEP, pelas instalações de cogeração cuja potência de ligação seja igual ou inferior a 10 MW, utilizando como combustível gás natural, GPL ou combustíveis líquidos excepto fuelóleo, e pelas as instalações que utilizem combustível fuelóleo, independentemente da potência da ligação, nos primeiros 120 meses contados a partir:

- da data de início de exploração da instalação, se esta ocorrer antes do dia 15

do mês após a DGE ter considerado o respectivo processo de licenciamento completo, na parte de que é responsável o cogerador;

- do 15º mês após a DGE ter considerado o respectivo licenciamento completo na parte de que é responsável o cogerador, se o início de exploração ocorrer após esta data.

Após o período aplicável a VRD a energia que as instalações de cogeração cuja potência

de ligação seja igual ou inferior a 10 MW, utilizando como combustível gás natural, GPL ou combustíveis líquidos excepto fuelóleo, fornecerem à rede do SEP continuarão a ser pagas através da expressão (30), mas com o valor de PA(VRD)m obtido pela seguinte expressão:

ref

dezmredrefrefm IPC

IPCKMHOEECCEACCRUPAVRDPA × (38)××××= )()(

passando o valor de CEAred a ser calculado pela seguinte expressão:

( ) ( )8

55004.05.21120 homEMICEA (39)red

×−×−×= η

Já para as instalações que utilizem combustível fuelóleo, independentemente da potência

da ligação, o valor de VRD é dado pela seguinte expressão:

ref

dezmredmrefrefm IPC

IPCKMHOEECCEACCRUPAVRDPA × (40)××××= ,)()(

em que:

- para as instalações já licenciadas ao abrigo da legislação anterior:

( ) ( )8

50004.03.31020 homm

redEMICEA × (41)−×−×= η

- para as instalações já licenciadas após a entrada em vigor do Decreto-Lei n.º

313/2001:

( ) ( )8

50004.00.31020 homm

redEMICEA × (42)−×−×= η

barreiras, legislação e apoiosee98134/barreiras legislacao apoios.pdf · maria teresa ponce de...

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