[pic] | COMISSÃO EUROPEIA | Bruxelas, 17.11.2010 COM(2010) 677 final COMUNICAÇÃO DA COMISSÃO AO PARLAMENTO EUROPEU, AO CONSELHO, AO COMITÉ ECONÓMICO E SOCIAL EUROPEU E AO COMITÉ DAS REGIÕES Prioridades em infra-estruturas energéticas para 2020 e mais alémMatriz para uma rede europeia integrada de energia {SEC(2010) 1395 final}{SEC(2010) 1396 final}{SEC(2010) 1398 final} COMUNICAÇÃO DA COMISSÃO AO PARLAMENTO EUROPEU, AO CONSELHO, AO COMITÉ ECONÓMICO E SOCIAL EUROPEU E AO COMITÉ DAS REGIÕES Prioridades em infra-estruturas energéticas para 2020 e mais alémMatriz para uma rede europeia integrada de energia ÍNDICE 1. Introdução 4 2. Os desafios em matéria de infra-estruturas exigem medidas urgentes 6 2.1. Redes de electricidade e armazenamento 6 2.2. Redes e armazenamento de gás natural 6 2.3 Redes urbanas de aquecimento e arrefecimento 6 2.4. Captura, transporte e armazenamento de CO2 (CAC) 6 2.5. Transporte de petróleo e olefinas e infra-estruturas de refinação 6 2.6. O mercado proporcionará a maior parte dos investimentos, mas subsistem obstáculos 6 2.7. Necessidades de investimento e défice de financiamento 6 3. Matriz das Infra-estruturas energéticas: Um novo método de planeamento estratégico 6 4. Prioridades da infra-estrutura europeia para 2020 e mais além 6 4.1. Corredores prioritários para a electricidade, gás e petróleo 6 4.1.1. Preparar a rede eléctrica da Europa para 2020 6 4.1.2. Aprovisionamentos de gás diversificados a uma rede de gás da UE plenamente interligada e flexível 6 4.1.3. Garantir a segurança do aprovisionamento de petróleo 6 4.1.4. Implantação de tecnologias de redes inteligentes 6 4.2. Preparar as redes a mais longo prazo 6 4.2.1. Auto-estradas europeias da electricidade 6 4.2.2. Infra-estrutura europeia de transporte de CO2 6 4.3. Das prioridades aos projectos 6 5. Caixa de ferramentas para acelerar a implementação 6 5.1. Agregados regionais 6 5.2. Procedimentos mais rápidos e transparentes de concessão de autorizações 6 5.3. Melhores métodos e informação ao dispor dos decisores e cidadãos 6 5.4. Criação de um quadro estável para o financiamento 6 5.4.1. Efeito de alavanca no financiamento de fontes privadas mediante uma melhor imputação dos custos 6 5.4.2. Optimização do efeito de alavanca de fontes públicas e privadas mediante a atenuação dos riscos para os investidores 6 6. Conclusões e via a seguir 6 ANEXO 20 1. Introdução 6 2. Evolução da procura e oferta de energia 6 3. Corredores prioritários para a electricidade, gás e petróleo 6 3.1. Preparar a rede eléctrica para 2020 6 3.1.1. Rede ao largo nos mares do Norte 6 3.1.2. Interconexões no Sudoeste da Europa 6 3.1.3. Conexões na Europa Centro-Oriental e do Sudeste 6 3.1.4. Finalização do Plano de Interconexão do Mercado Báltico da Energia no sector da electricidade 6 3.2. Aprovisionamentos de gás diversificados a uma rede de gás da UE plenamente interligada e flexível 6 3.2.1. Corredor Meridional 6 3.2.2. Interconexões de gás Norte-Sul na Europa Oriental 6 3.2.3. Finalização do Plano de Interconexão do Mercado Báltico da Energia no sector do gás 6 3.2.4. Corredor Norte-Sul na Europa Ocidental 6 3.3. Garantir a segurança do aprovisionamento de petróleo 6 3.4. Implantação de tecnologias de redes inteligentes 6 4. Preparar as redes a mais longo prazo 6 4.1. Auto-estradas europeias da electricidade 6 4.2. Infra-estrutura europeia de transporte de CO2 6 1. I NTRODUÇÃO A INFRA-ESTRUTURA ENERGÉTICA DA EUROPA É O SISTEMA NERVOSO CENTRAL DA NOSSA ECONOMIA. OS OBJECTIVOS DA POLÍTICA ENERGÉTICA DA UE, BEM COMO OS OBJECTIVOS ECONÓMICOS DA EUROPA 2020, NÃO SERÃO ATINGÍVEIS SEM UMA GRANDE MUDANÇA NA FORMA COMO SÃO DESENVOLVIDAS AS INFRA-ESTRUTURAS EUROPEIAS. A RECONSTRUÇÃO DO NOSSO SISTEMA ENERGÉTICO PARA UM FUTURO HIPOCARBÓNICO NÃO INCUMBE APENAS AO SECTOR DA ENERGIA. SERÃO NECESSÁRIAS MELHORIAS TECNOLÓGICAS, UMA MAIOR EFICIÊNCIA E CAPACIDADE DE RESISTÊNCIA ÀS ALTERAÇÕES CLIMÁTICAS, BEM COMO UMA NOVA FLEXIBILIDADE. ESTA NÃO É UMA TAREFA QUE UM ESTADO-MEMBRO POSSA ASSEGURAR SOZINHO. SERÁ ASSIM NECESSÁRIA UMA ESTRATÉGIA E FINANCIAMENTOS EUROPEUS. A Política Energética para a Europa, aprovada pelo Conselho Europeu em Março de 2007[1], estabelece os principais objectivos da política energética da União em matéria de competitividade, sustentabilidade e segurança do aprovisionamento . O mercado interno da energia tem de ser completado nos próximos anos e, até 2020, as fontes renováveis têm de contribuir com 20% para o nosso consumo de energia final, as emissões de gases com efeito de estufa têm de diminuir em 20%[2] e os ganhos de eficiência energética têm de permitir uma poupança de 20% no consumo de energia. A UE tem de garantir a segurança do aprovisionamento, a preços concorrenciais, aos seus 500 milhões de cidadãos, num contexto de crescente concorrência internacional para a utilização dos recursos mundiais. A importância relativa das fontes de energia irá mudar. No que diz respeito aos combustíveis fósseis, nomeadamente o gás e o petróleo, a UE tornar-se-á ainda mais dependente das importações. Relativamente à electricidade, a procura deverá aumentar significativamente. A Comunicação Energia 2020 [3], adoptada em 10 de Novembro de 2010, apela a uma mudança radical na forma como procedemos ao planeamento, construção e exploração das nossas redes e infra-estruturas energéticas. As infra-estruturas energéticas são um aspecto fulcral da iniciativa emblemática «Uma Europa eficiente em termos de recursos»[4]. Redes de energia adequadas, integradas e fiáveis são uma condição prévia essencial não apenas para a realização dos objectivos da política energética da UE, mas também para a sua estratégia económica. O desenvolvimento das nossas infra-estruturas energéticas permitirá não só à UE proporcionar um mercado interno da energia a funcionar adequadamente, mas irá também reforçar a segurança do aprovisionamento, possibilitar a integração das fontes de energia renováveis, aumentar a eficiência energética e permitir aos consumidores beneficiar de novas tecnologias e de uma utilização de energia inteligente. A UE paga o preço pela sua infra-estrutura energética obsoleta e inadequadamente interligada. Em Janeiro de 2009, as soluções para as interrupções do aprovisionamento de gás à Europa Oriental foram dificultadas pela falta de opções de fluxos inversos e por infra-estruturas de interconexão e armazenamento inadequadas. O rápido desenvolvimento da produção de energia eólica ao largo da costa na região do Mar do Norte e do Mar Báltico é dificultado pela insuficiência de ligações da rede tanto ao largo como em terra. O desenvolvimento do enorme potencial das energias renováveis nos países da Europa Meridional e do Norte de África será impossível sem interconexões suplementares dentro da UE e com os países vizinhos. O risco e o custo de perturbações e perdas tornar-se-ão muito mais elevados a não ser que a UE invista urgentemente em redes energéticas inteligentes, eficazes e competitivas e explore o seu potencial de melhoria da eficiência energética. A mais longo prazo, a estas questões junta-se o objectivo de descarbonização da UE que visa a redução, até 2050, das nossas emissões de gases com efeito em 80-95%, aumentando assim a necessidade de maiores desenvolvimentos, como uma infra-estrutura para o armazenamento de electricidade em larga escala, a recarga de veículos eléctricos e o transporte e armazenamento de CO2 e hidrogénio. As infra-estruturas construídas na próxima década estarão ainda, em grande medida, a ser utilizadas por volta de 2050. Por conseguinte, é de importância crucial não perder de vista o objectivo a mais longo prazo . Em 2011, a Comissão tenciona apresentar um roteiro abrangente na perspectiva de 2050. Esse roteiro apresentará cenários de combinações de energia, descrevendo formas de atingir o objectivo a longo prazo da UE em matéria de descarbonização e as implicações para as decisões no domínio da política energética. A presente comunicação apresenta o mapa das infra-estruturas energéticas que serão necessárias para a prossecução dos nossos objectivos energéticos para 2020. Os roteiros da energia e da economia hipocarbónicas de 2050 continuarão a fundamentar e orientar a implementação da infra-estrutura energética da UE ao proporcionar uma visão a longo prazo. As infra-estruturas energéticas actualmente planeadas devem ser compatíveis com as escolhas políticas a mais longo prazo. É necessária uma nova política da UE em matéria de infra-estruturas energéticas a fim de coordenar e optimizar o desenvolvimento de redes à escala do continente. Tal permitirá à UE colher todos os benefícios de uma rede europeia integrada, que ultrapassa largamente o valor das suas componentes individuais. Uma estratégia europeia para infra-estruturas energéticas plenamente integradas à base de tecnologias hipocarbónicas e inteligentes reduzirá os custos da mudança para uma economia com baixo teor de carbono mediante economias de escala em cada um dos Estados-Membros. Um mercado europeu plenamente interligado melhorará a segurança do aprovisionamento e contribuirá para estabilizar os preços ao consumidor, ao garantir que a electricidade e o gás sejam encaminhados para onde são necessários. As redes europeias, eventualmente incluindo os países vizinhos, facilitarão igualmente a concorrência no mercado único da energia da UE e reforçarão a solidariedade entre os Estados-Membros. Acima de tudo, uma infra-estrutura europeia integrada garantirá que as empresas e os cidadãos europeus tenham acesso a fontes de energia a preços abordáveis. Por sua vez, tal contribuirá positivamente para o objectivo político da Europa 2020 de manter uma base industrial forte, diversificada e competitiva na Europa. Duas questões específicas que devem ser abordadas são a autorização e o financiamento de projectos. A autorização e a cooperação transfronteiras têm de se tornar mais eficazes e transparentes, a fim de promover a aceitação do público e acelerar a execução. Devem ser procuradas soluções financeiras para satisfazer as necessidades de investimento - estimadas em cerca de um bilião de euros para a próxima década, sendo metade desse financiamento necessário só para as redes de energia. As tarifas reguladas e as taxas associadas ao congestionamento terão de cobrir o grosso destes investimentos na rede. No entanto, no âmbito do actual quadro legislativo , não serão realizados todos os investimentos necessários ou não o serão tão rapidamente quanto seria necessário devido, nomeadamente, aos efeitos externos positivos não comerciais ou ao valor acrescentado europeu ou regional de alguns projectos, cujos benefícios directos a nível nacional ou local são limitados. O abrandamento do investimento em infra-estruturas tem sido ainda mais agravado pela recessão. A evolução para uma nova estratégia energética para a UE tem o pleno apoio dos Chefes de Estado e de Governo da Europa. Em Março de 2009, o Conselho Europeu[5] apelou a uma revisão profunda do quadro das Redes Transeuropeias de Energia (RTE-E)[6], a fim de o adaptar tanto aos desafios supramencionados como às novas responsabilidades conferidas à União pelo artigo 194.º do Tratado de Lisboa. A presente Comunicação descreve uma matriz destinada a dotar a UE de uma visão sobre o que é necessário fazer para tornar as nossas redes eficientes. Propõe um novo método de planeamento estratégico para determinar as infra-estruturas necessárias, classificar as que são de interesse europeu com base numa metodologia clara e transparente e proporcionar um conjunto de ferramentas para assegurar a sua implementação atempada, incluindo formas de acelerar as autorizações, melhorar a imputação dos custos e orientar financiamentos a fim de produzir um efeito de alavanca no investimento privado. 2. Os desafios em matéria de infra-estruturas exigem medidas urgentes O desafio da interligação e adaptação das nossas infra-estruturas energéticas às novas necessidades é significativo, urgente e diz respeito a todos os sectores[7]. 2.1. Redes de electricidade e armazenamento As redes de electricidade devem ser melhoradas e modernizadas a fim de satisfazer o aumento da procura devido a uma mudança importante na composição e cadeia de valor energético geral, mas também devido à multiplicação de aplicações e tecnologias que utilizam a electricidade como fonte de energia (bombas térmicas, veículos eléctricos, células de combustível e hidrogénio[8], dispositivos de informação e comunicação, etc.). As redes devem também ser urgentemente alargadas e melhoradas a fim de promover a integração do mercado e manter os actuais níveis de segurança do sistema, mas especialmente para fins de transporte e compensação da electricidade produzida a partir de fontes renováveis, que se prevê que irá aumentar para mais do dobro no período de 2007-2020[9]. Uma parte significativa das capacidades de produção estará concentrada em locais mais afastados dos principais centros de consumo ou armazenamento. Em 2020, prevê-se que até 12% da produção baseada em fontes renováveis seja proveniente de instalações ao largo da costa, nomeadamente nos mares do Norte. Partes significativas provirão igualmente de parques solares e eólicos terrestres na Europa Meridional ou de instalações de biomassa na Europa Central e Oriental, enquanto a produção descentralizada irá também ganhar terreno em todo o continente. Com uma rede inteligente e adequadamente interligada, incluindo o armazenamento em larga escala , o custo da implantação das energias renováveis pode ser reduzido, uma vez que se podem obter os melhores níveis de eficiência a uma escala pan-europeia. Para além destes requisitos a curto prazo, as redes de electricidade terão de evoluir mais profundamente a fim de permitir a transição para um sistema de electricidade isento de carbono na perspectiva de 2050, com base em novas tecnologias de transporte de electricidade a alta tensão e a longa distância e de armazenamento de electricidade , a fim de poder receber quantidades cada vez maiores de energias renováveis, da UE e do exterior. Em simultâneo, as redes devem também tornar-se mais inteligentes. A concretização dos objectivos da UE em matéria de eficiência energética e de fontes renováveis de energia não será possível sem mais inovação e inteligência nas redes, tanto ao nível da transmissão como da distribuição, especialmente através de tecnologias da informação e das comunicações. Estas serão essenciais para a implantação da gestão do lado da procura e de outros serviços de redes inteligentes . As redes eléctricas inteligentes promoverão a transparência e permitirão aos consumidores comandar os aparelhos nas suas casas de forma a poupar energia, facilitar a produção doméstica e reduzir os custos. Essas tecnologias contribuirão igualmente para impulsionar a competitividade e a liderança tecnológica da indústria da UE a nível mundial, incluindo as PME. 2.2. Redes e armazenamento de gás natural Desde que o aprovisionamento seja assegurado, o gás natural continuará a desempenhar um papel-chave no cabaz energético da UE nas próximas décadas e adquirirá maior importância como combustível auxiliar para a produção de electricidade a partir de fontes variáveis. Embora a longo prazo os recursos não convencionais e de biogás possam contribuir para reduzir a dependência da UE face às importações, a médio prazo a depleção dos recursos internos de gás natural convencional exige importações adicionais e diversificadas. As redes de gás natural confrontam-se com requisitos adicionais de flexibilidade no sistema, bem como com a necessidade de gasodutos bidireccionais, de maiores capacidades de armazenamento e de aprovisionamento flexível, incluindo o gás natural liquefeito (GNL) e o gás natural comprimido (GNC). Ao mesmo tempo, os mercados continuam a estar fragmentados e a ser de natureza monopolista, com diversos entraves à concorrência aberta e leal. A dependência de uma única fonte , associada à ausência de infra-estruturas, é a situação prevalecente na Europa Oriental. É necessário dispor na UE já até 2020 de uma carteira diversificada de rotas e fontes físicas de gás e uma rede de gás bidireccional e plenamente interligada, quando adequado[10]. Esta evolução deve ser intimamente ligada à estratégia da UE relativa aos países terceiros, nomeadamente no que se refere aos nossos países fornecedores e de trânsito. 2.3 Redes urbanas de aquecimento e arrefecimento A produção de electricidade térmica resulta frequentemente em perdas na conversão, ao mesmo tempo que são simultaneamente consumidos recursos naturais nas proximidades para a produção de calor ou de frio em sistemas separados. Esta situação é simultaneamente ineficaz e dispendiosa. Analogamente, as fontes naturais, como as águas subterrâneas ou as águas do mar, são raramente utilizadas para fins de arrefecimento, apesar da redução de custos que permitiriam. O desenvolvimento e a modernização de redes urbanas de aquecimento e de arrefecimento devem, por conseguinte, ser incentivados com carácter prioritário em todas as grandes aglomerações em que as condições locais ou regionais o possam justificar em termos das necessidades de aquecimento ou arrefecimento, das infra-estruturas existentes ou planeadas e da combinação de energias. Esta questão será abordada no Plano de Eficiência Energética e na parceria de inovação «Cidades Inteligentes», a lançar no início de 2011. 2.4. Captura, transporte e armazenamento de CO 2 (CAC) As tecnologias CAC permitiriam reduzir as emissões de CO2 em grande escala, possibilitando simultaneamente a utilização de combustíveis fósseis, os quais continuarão a ser uma fonte importante de produção de electricidade nas próximas décadas. A tecnologia e os seus riscos e benefícios estão ainda a ser objecto de ensaios em instalações-piloto que se espera entrem em produção em 2015. Espera-se que a implantação comercial de sistemas CAC em aplicações industriais e no sector da produção de electricidade tenha início após 2020, seguida de uma implantação global por volta de 2030. Devido ao facto de os potenciais locais de armazenamento de CO2 não estarem distribuídos uniformemente na Europa e de alguns Estados-Membros, tendo em conta os seus significativos níveis de emissões de CO2, terem um potencial bastante limitado de armazenamento no interior das suas fronteiras nacionais, poderá tornar-se necessária a construção de uma infra-estrutura de condutas europeias transfronteiras e no ambiente marítimo. 2.5. Transporte de petróleo e olefinas e infra-estruturas de refinação Se as políticas em matéria de clima, transportes e eficiência energética se mantiverem inalteradas, seria de esperar que o petróleo representasse 30% da energia primária, sendo provável que uma parte significativa dos combustíveis para os transportes continue a ser baseada no petróleo em 2030. A segurança do aprovisionamento depende da integridade e flexibilidade de toda a cadeia de aprovisionamento , desde o petróleo bruto fornecido às refinarias até ao produto final distribuído aos consumidores. Ao mesmo tempo, a futura forma da infra-estrutura de transporte de petróleo bruto e de produtos petrolíferos será também determinada pela evolução no sector europeu da refinação, o qual enfrenta actualmente uma série de desafios conforme referido no Documento de Trabalho da Comissão que acompanha a presente Comunicação. 2.6. O mercado proporcionará a maior parte dos investimentos, mas subsistem obstáculos As medidas políticas e legislativas que a UE tem adoptado desde 2009 têm proporcionado uma base sólida e forte para o planeamento das infra-estruturas europeias. O terceiro pacote do mercado interno da energia [11] lançou as bases para o planeamento e investimento numa rede europeia ao criar a obrigação de os operadores de redes de transporte (ORT) cooperarem e elaborarem Planos Decenais de Desenvolvimento de Redes (PDDR) regionais e europeus para a electricidade e o gás, no quadro da Rede Europeia de Operadores de Redes de Transporte (REORT) e ao estabelecer regras de cooperação para os reguladores nacionais sobre investimentos transfronteiras no âmbito da Agência de Cooperação dos Reguladores da Energia (ACRE). O terceiro pacote cria a obrigatoriedade de os reguladores tomarem em conta o impacto que as suas decisões possam ter no mercado interno da UE no seu conjunto. Isso significa que não devem proceder à avaliação dos investimentos exclusivamente em função dos benefícios para o seu Estado-Membro, mas sim com base em benefícios a nível de toda a UE. No entanto, a fixação de tarifas continua a ter uma incidência nacional e as decisões fundamentais sobre projectos de interconexão de infra-estruturas são tomadas a nível nacional. Tradicionalmente, as autoridades reguladoras nacionais têm tido como principal objectivo reduzir ao mínimo as tarifas, pelo que tendem a não aprovar a taxa de remuneração necessária para projectos com maiores benefícios regionais ou cuja imputação transfronteiras dos custos é difícil, para projectos que utilizam tecnologias inovadoras ou para projectos que apenas satisfazem fins de segurança do aprovisionamento. Além disso, com o Regime de Comércio de Licenças de Emissão (RCLE) reforçado e alargado, haverá um mercado europeu do carbono unificado. Os preços do carbono RCLE já influenciam e irão cada vez mais deslocar a localização e combinação optimizada de aprovisionamentos de electricidade para fontes hipocarbónicas. O Regulamento Segurança do Aprovisionamento de Gás [12] reforçará a capacidade de resposta da UE a situações de crise, mediante uma maior capacidade de resistência da rede, de normas comuns de segurança do aprovisionamento e de equipamentos suplementares. Identifica também obrigações claras para os investimentos em redes. Procedimentos de autorização longos e incertos foram referidos pela indústria, bem como pelos ORT e entidades reguladoras, como uma das principais razões para os atrasos na execução de projectos de infra-estruturas, nomeadamente no sector da electricidade[13]. O tempo decorrido entre o início do planeamento e a entrada em funcionamento final de uma linha eléctrica é frequentemente superior a 10 anos[14]. Os projectos transfronteiras são frequentemente objecto de uma oposição adicional, dado serem frequentemente vistos como meras «linhas de trânsito» sem benefícios locais. No sector da electricidade, pensa-se que os atrasos daí resultantes impedirão a realização até 2020 de cerca de 50% dos projectos comercialmente viáveis[15]. Tal prejudicaria gravemente a possibilidade de transformação da UE numa economia hipocarbónica e eficiente na utilização de recursos e ameaçaria a sua competitividade. No que diz respeito às zonas ao largo da costa, a falta de coordenação, de planeamento estratégico e de harmonização dos quadros regulamentares nacionais retarda frequentemente o processo e aumentam o risco de conflitos posteriores com outros utilizadores dos mares. 2.7. Necessidades de investimento e défice de financiamento Deve ser investido cerca de um bilião de euros no nosso sistema energético até 2020 [16], a fim de atingir os objectivos da política energética e climática. Cerca de metade deste investimento será necessário para as redes, incluindo a distribuição, transmissão, armazenamento e redes inteligentes de electricidade e gás. Destes investimentos, são necessários cerca de 200 mil milhões de euros só para as redes de transmissão de energia. No entanto, apenas cerca de 50% dos investimentos necessários para as redes de transmissão serão proporcionados pelo mercado até 2020, o que resulta num défice de financiamento de cerca de 100 mil milhões de euros. Parte deste défice deve-se a atrasos na obtenção das necessárias autorizações de construção e ambientais, mas também a dificuldades de acesso ao financiamento e à falta de instrumentos adequados de atenuação dos riscos, nomeadamente para projectos com efeitos externos positivos e benefícios mais vastos a nível europeu, mas sem justificação comercial suficientemente sólida[17]. Os nossos esforços devem também incidir num maior desenvolvimento do mercado interno da energia, que é essencial para estimular o investimento do sector privado em infra-estruturas energéticas, o que, por seu vez, contribuirá para reduzir o défice financeiro nos próximos anos. Os custos da não realização destes investimentos ou da sua não realização no âmbito de uma coordenação a nível da UE seriam enormes, conforme demonstrado pelo desenvolvimento da energia eólica marítima, em que as soluções nacionais poderiam ser 20% mais onerosas. A realização de todos os investimentos necessários na infra-estrutura de transmissão criaria 775 000 postos de trabalho adicionais no período de 2011-2020 e aumentaria o nosso PIB em 19 mil de milhões de euros até 2020[18], em comparação com o crescimento num cenário de manutenção do statu quo . Além disso, esses investimentos contribuirão para promover a difusão de tecnologias da UE. A indústria da UE, incluindo as PME, é um produtor-chave de tecnologias para infra-estruturas energéticas. A modernização da infra-estrutura energética da UE proporciona uma oportunidade para estimular a competitividade e liderança tecnológica da UE a nível mundial. 3. Matriz das Infra-estruturas energéticas: Um novo método de planeamento estratégico A construção das infra-estruturas energéticas de que a Europa necessita nas próximas duas décadas exige uma política em matéria de infra-estruturas completamente nova e baseada numa visão europeia. Tal significa igualmente modificar a prática actual da RTE-E que é de elaborar longas listas de projectos predefinidas e inflexíveis. A Comissão propõe um novo método que inclui as seguintes etapas: - Identificação do mapa das infra-estruturas energéticas conducente a uma super-rede europeia inteligente que interligue as redes a nível do continente. - Incidência num número limitado de prioridades europeias que devem ser implementadas até 2020 para atingir os objectivos a longo prazo e em que a acção europeia é mais necessária. - Com base numa metodologia acordada, identificação dos projectos concretos necessários para implementar essas prioridades – declarados projectos de interesse europeu – de uma forma flexível e com base na cooperação regional, a fim de responder às condições do mercado em evolução e ao desenvolvimento tecnológico. - Apoio à implementação de projectos de interesse europeu através de novos instrumentos , como o melhoramento da cooperação regional, dos processos de autorização e dos métodos e informação ao dispor dos decisores e cidadãos, bem como de instrumentos financeiros inovadores. 4. PRIORIDADES DA INFRA-ESTRUTURA EUROPEIA PARA 2020 E MAIS ALÉM A Comissão propõe as seguintes prioridades a curto prazo e a mais longo prazo para tornar a nossa infra-estrutura energética adequada para o século XXI. 4.1. Corredores prioritários para a electricidade, gás e petróleo 4.1.1. Preparar a rede eléctrica da Europa para 2020 O primeiro Plano Decenal de Desenvolvimento de Redes (PDDR)[19] constitui uma base sólida para identificar prioridades no sector das infra-estruturas de electricidade. No entanto, o plano não tem plenamente em consideração os investimentos em infra-estruturas resultantes de importantes novas capacidades de produção ao largo da costa, principalmente eólica nos mares do Norte[20], e não assegura uma implementação atempada, nomeadamente no que diz respeito às interconexões transfronteiras. A fim de garantir uma integração atempada das capacidades de produção de energias renováveis na Europa Setentrional e Meridional e uma maior integração do mercado , a Comissão Europeia propõe centrar a atenção nos seguintes corredores prioritários, que prepararão as redes de electricidade da Europa para 2020: 1. Rede ao largo costa nos mares do Norte e ligação à Europa Setentrional e Central – a fim de integrar e ligar as capacidades de produção de energia nos mares do Norte[21] aos centros de consumo na Europa Setentrional e Central e às instalações hidroeléctricas de armazenamento na região dos Alpes e nos países nórdicos. 2. Interconexões no Sudoeste da Europa para transportar energia eólica, hídrica e solar, em especial entre a Península Ibérica e a França e para uma maior ligação com a Europa Central, a fim de utilizar da melhor forma as fontes de energia renováveis do Norte de África e a infra-estrutura existente entre o Norte de África e a Europa. 3. Conexões na Europa Centro-Oriental e do Sudeste – reforço da rede regional nos eixos do fluxo de energia Norte-Sul e Leste-Oeste, a fim de contribuir para a integração do mercado e das energias renováveis, incluindo conexões com capacidades de armazenamento e a integração de «ilhas energéticas». 4. Conclusão do Plano de Interconexão dos Mercados Energéticos da Região do Báltico ( Baltic Energy Market Interconnection Plan - BEMIP) - integração dos Estados Bálticos no mercado europeu mediante o reforço das suas redes internas e das interconexões com a Finlândia, a Suécia e a Polónia e através do reforço do acesso à rede interna da Polónia e a interconexões para leste e oeste. 4.1.2. Aprovisionamentos de gás diversificados a uma rede de gás da UE plenamente interligada e flexível O objectivo deste domínio prioritário consiste na construção das infra-estruturas necessárias para permitir que o gás de qualquer fonte possa ser comprado e vendido em qualquer parte da UE, independentemente das fronteiras nacionais. Tal permitiria também garantir a segurança da procura , ao proporcionar uma maior escolha e um mercado de maior dimensão para os produtores de gás venderem os seus produtos. Uma série de exemplos positivos nos Estados-Membros demonstra que a diversificação é a chave para uma maior concorrência e segurança do aprovisionamento. Embora ao nível da UE os fornecimentos estejam diversificados ao longo de três corredores – Corredor Setentrional a partir da Noruega, Corredor Oriental a partir da Rússia e Corredor do Mediterrâneo a partir de África – e com GNL, a dependência de uma única fonte continua ainda a ser a situação prevalecente em algumas regiões. Todas as regiões europeias deveriam implementar infra-estruturas que lhes permitam o acesso físico a, pelo menos, duas fontes de aprovisionamento. Simultaneamente, o papel de compensação do gás para a produção de electricidade a partir de fontes variáveis e as normas relativas a infra-estruturas introduzidas no Regulamento Segurança do Aprovisionamento de Gás impõem requisitos adicionais de flexibilidade e aumentam a necessidade de gasodutos bidireccionais, de maior capacidade de armazenamento e de um aprovisionamento flexível, como o GNL/GNC. Para atingir estes objectivos, foram identificados os seguintes corredores prioritários: 1. Corredor Meridional para permitir uma maior diversificação das fontes a nível da UE e para transportar gás da bacia do Cáspio, da Ásia Central e do Médio Oriente para a UE. 2. Ligação dos mares Báltico, Negro, Adriático e Egeu, em especial através de: - Implementação do BEMIP e - Corredor Norte-Sul na Europa Centro-Oriental e do Sudeste. 3. Corredor Norte-Sul na Europa Ocidental para eliminar os estrangulamentos internos e aumentar a capacidade de entrega a curto prazo, utilizando assim plenamente as alternativas possíveis de aprovisionamento externo, incluindo de África, e optimizando a infra-estrutura existente, nomeadamente as instalações de GNL e de armazenamento existentes. 4.1.3. Garantir a segurança do aprovisionamento de petróleo Esta prioridade tem por objectivo assegurar um aprovisionamento ininterrupto de petróleo bruto aos países interiores da UE na Europa Centro-Oriental, actualmente dependentes de rotas de aprovisionamento limitadas, em caso de perturbações prolongadas do aprovisionamento nas rotas convencionais. A diversificação dos aprovisionamentos de petróleo e a existência de redes de oleodutos interligadas contribuiria também para não aumentar o transporte de petróleo por navio, reduzindo assim o risco de danos ambientais nos estreitos particularmente sensíveis e frequentados do Mar Báltico e da Turquia. Tal pode ser em grande medida obtido no âmbito da actual infra-estrutura mediante o reforço da interoperabilidade da rede de oleodutos da Europa Centro-Oriental através da interconexão dos diferentes sistemas e da eliminação de pontos de estrangulamento de capacidade e/ou permitindo fluxos inversos. 4.1.4. Implantação de tecnologias de redes inteligentes O objectivo desta prioridade consiste em proporcionar o quadro necessário e incentivos iniciais para investimentos rápidos numa nova infra-estrutura de redes «inteligentes» com vista a apoiar: i) um mercado retalhista competitivo, ii) um mercado de serviços energéticos em bom funcionamento que proporcione verdadeiras escolhas em matéria de poupança de energia e de eficiência energética, iii) a integração da produção de energias renováveis e da produção distribuída e iv) a aceitação de novos tipos de procura, como a proveniente dos veículos eléctricos. A Comissão avaliará igualmente a necessidade de legislação adicional para manter a implementação da rede inteligente no bom caminho. Em particular, a promoção do investimento em redes inteligentes e contadores inteligentes exigirá uma avaliação minuciosa dos aspectos relativos às redes e contadores inteligentes que terão de ser regulamentados ou normalizados e o que pode ser deixado à iniciativa do mercado. A Comissão estudará também outras medidas para garantir que as redes inteligentes e os contadores inteligentes produzam os benefícios esperados para os consumidores, produtores e operadores, bem como em termos de eficiência energética. Os resultados desta avaliação e possíveis novas medidas serão publicados no decurso de 2011. Além disso, a Comissão criará uma plataforma de transparência e informação para as redes inteligentes a fim de permitir a difusão das experiências e boas práticas mais actualizadas em matéria de implantação na Europa e a criação de sinergias entre as diferentes abordagens, bem como de facilitar o desenvolvimento de um quadro regulamentar adequado. O estabelecimento atempado de normas técnicas e de uma protecção de dados adequada desempenharão um papel essencial neste processo. Para tal, deve ser intensificada a tónica em tecnologias de redes inteligentes no âmbito do Plano SET. 4.2. Preparar as redes a mais longo prazo No contexto da perspectiva a mais longo prazo que deverá ser apresentada no Roteiro 2050, a UE deve iniciar hoje a concepção, o planeamento e a construção das redes de energia do futuro que serão necessárias para permitir à UE uma maior redução das emissões de gases com efeito de estufa. A janela de oportunidades é limitada. Só com uma abordagem coordenada no sentido da optimização das infra-estruturas europeias poderão ser evitadas abordagens onerosas ao nível de cada Estado-Membro ou projecto e soluções suboptimizadas a mais longo prazo. 4.2.1. Auto-estradas europeias da electricidade As futuras « auto-estradas » da electricidade devem ser capazes de: i) receber a produção excedentária de energia eólica em constante crescimento nos mares do Norte e Báltico e nas regiões circundantes e aumentar a produção de electricidade com base em energias renováveis na Europa Oriental e Meridional e também no Norte de África; ii) ligar esses novos centros de produção a grandes capacidades de armazenamento nos países nórdicos e nos Alpes e aos grandes centros de consumo na Europa Central e iii) fazer face a uma oferta e procura de electricidade cada vez mais flexível e descentralizada[22]. Por conseguinte, a Comissão Europeia propõe lançar imediatamente os trabalhos com vista a estabelecer um plano de desenvolvimento modular que permita a entrada em serviço da primeira «auto-estrada» até 2020. O plano estaria também preparado para o seu alargamento com o objectivo de promover o desenvolvimento de capacidades de produção de energias renováveis em larga escala, incluindo para além das fronteiras da UE, e tendo em vista potenciais desenvolvimentos em novas tecnologias de produção, como a energia das ondas, das marés e eólica. A melhor forma de realização dos trabalhos seria no âmbito do Fórum de Florença, organizado pela Comissão Europeia e a REORT-E, e com base na Iniciativa Europeia sobre a Rede de Electricidade e na Iniciativa Industrial Europeia sobre Energia Eólica do Plano SET. 4.2.2. Infra-estrutura europeia de transporte de CO 2 Este domínio prioritário inclui a análise e o acordo sobre as modalidades técnicas e práticas de uma futura infra-estrutura de transporte de CO 2. Trabalhos de investigação em curso, coordenados pela Iniciativa Industrial Europeia para a Captura e Armazenamento de Carbono, lançada no âmbito do Plano SET, permitirão um arranque atempado do planeamento e desenvolvimento das infra-estruturas a nível europeu, em sintonia com a implantação comercial prevista da tecnologia após 2020. A cooperação regional será igualmente apoiada a fim de estimular o desenvolvimento de pontos focais para futuras infra-estruturas europeias. 4.3. Das prioridades aos projectos As prioridades supramencionadas devem traduzir-se em projectos concretos e conduzir ao estabelecimento de um programa contínuo . As primeiras listas de projectos deverão estar disponíveis no decurso de 2012 e serão subsequentemente actualizadas de dois em dois anos, a fim de fornecer dados relevantes para a actualização regular dos Planos Decenais de Desenvolvimento de Redes. Os projectos devem ser identificados e classificados por ordem de mérito de acordo com critérios transparentes e acordados que resultem num número limitado de projectos. A Comissão propõe basear o trabalho nos seguintes critérios, que devem ser aperfeiçoados e acordados com todos os intervenientes relevantes, nomeadamente a ACRE: - Electricidade : contribuição para a segurança do aprovisionamento de electricidade; capacidade para ligar a produção de energias renováveis e transportá-las para grandes centros de consumo/armazenamento; aumento da concorrência e da integração no mercado; contribuição para a eficiência energética e a utilização de energia inteligente. - Gás : diversificação, dando prioridade à diversificação das fontes de aprovisionamento, das contrapartidas de aprovisionamento e das rotas, ao reforço da concorrência mediante o aumento do nível de interligação, a uma maior integração do mercado e à redução da concentração do mercado. Os projectos identificados seriam examinados ao nível da UE a fim de assegurar a coerência entre as prioridades e regiões e classificados em função da respectiva urgência no que diz respeito à sua contribuição para a realização das prioridades e dos objectivos do Tratado. Aos projectos que satisfizerem os critérios seria atribuído o rótulo de « Projecto de Interesse Europeu ». Este rótulo constituiria a base para uma futura avaliação[23] e tomada em consideração no âmbito das acções descritas nas secções seguintes. O rótulo conferiria prioridade política aos projectos em causa. 5. Caixa de ferramentas para acelerar a implementação 5.1. Agregados regionais A cooperação regional tal como desenvolvida no âmbito do Plano de Interconexão dos Mercados Energéticos da Região do Báltico (BEMIP) ou da Iniciativa Rede ao Largo da Costa dos Países dos Mares do Norte ( North Seas Countries’ Offshore Grid Initiative - NSCOGI) tem sido fundamental para se chegar a acordo sobre as prioridades regionais e a sua implementação. A cooperação regional obrigatória estabelecida no âmbito do mercado interno da energia ajudará a acelerar a integração do mercado, enquanto a abordagem regional tem sido útil no âmbito do primeiro PDDR. A Comissão considera que esse tipo de plataformas regionais específicas seria útil para facilitar o planeamento, a implementação e o acompanhamento das prioridades identificadas, bem como a elaboração de planos de investimento e de projectos concretos. O papel das Iniciativas Regionais existentes, estabelecidas no contexto do mercado interno da energia, deve ser reforçado, quando relevante, com missões relacionadas com o planeamento das infra-estruturas, embora possam também ser propostas estruturas regionais ad hoc quando necessário. A este respeito, as estratégias da UE relativa às chamadas «macro-regiões» (como a Região do Mar Báltico ou do Danúbio) podem ser utilizadas como plataformas de cooperação, a fim obter acordo entre sectores sobre projectos transnacionais. Neste contexto, para lançar o novo método de planeamento regional a curto prazo, a Comissão tenciona criar um Grupo de Alto Nível baseado na cooperação com os países da Europa Centro-Oriental, por exemplo, o Grupo de Visegrad[24], com o mandato de elaborar um plano de acção no decurso de 2011 para as ligações Norte-Sul e Leste-Oeste de gás e petróleo, bem como de electricidade. 5.2. Procedimentos mais rápidos e transparentes de concessão de autorizações Em Março de 2007, o Conselho Europeu convidou a Comissão «a apresentar propostas destinadas a simplificar os procedimentos de autorização» em resposta aos apelos frequentes da indústria para que a UE adopte medidas destinadas a facilitar os procedimentos de autorização. Em resposta a esta necessidade, a Comissão proporá, no respeito do princípio da subsidiariedade, a introdução de medidas relativas a autorizações aplicáveis a projectos de «interesse europeu» a fim de permitir a simplificação, melhor coordenação e melhoria do actual processo, observando simultaneamente as normas de segurança intrínseca e extrínseca, bem como assegurando a plena conformidade com a legislação da UE em matéria de ambiente[25]. Procedimentos simplificados e melhorados deveriam garantir a implementação atempada dos projectos de infra-estruturas identificados, sem o que a UE não conseguirá atingir os seus objectivos em matéria de clima e energia. Além disso, estes devem proporcionar condições de transparência para todas as partes interessadas e facilitar a participação do público no processo decisório, ao garantir debates abertos e transparentes a nível local, regional e nacional a fim de reforçar a confiança do público e a aceitação das instalações. Para melhorar o processo decisório, poderiam ser adoptadas as seguintes medidas: 1. O estabelecimento de uma autoridade de contacto (« balcão único ») por projecto de interesse europeu, que funcionaria como interface única entre os promotores dos projectos e as autoridades competentes envolvidas a nível nacional, regional e/ou local, sem prejuízo das suas competências. Essa autoridade seria responsável pela coordenação de todo o processo de autorização de um determinado projecto e pela difusão às partes interessadas das informações necessárias sobre os procedimentos administrativos e o processo decisório. Neste âmbito, os Estados-Membros teriam plena competência para atribuir poderes decisórios aos vários sectores da administração e níveis de Governo. Relativamente aos projectos transfronteiras, deve ser explorada a possibilidade de procedimentos coordenados ou conjuntos[26] a fim de melhorar a concepção dos projectos e acelerar a sua autorização final. 2. Será estudada a oportunidade de introduzir um prazo para a decisão final, positiva ou negativa, a tomar pela autoridade competente. Dado o facto de os atrasos ocorrerem frequentemente devido a práticas administrativas deficientes, deve garantir-se que cada uma das etapas necessárias no processo seja concluída dentro de um prazo específico, no pleno respeito dos regimes jurídicos aplicáveis dos Estados-Membros e do direito da UE. O calendário proposto deve prever uma participação efectiva do público logo desde as fases iniciais do processo decisório e os direitos dos cidadãos de recurso da decisão das autoridades deve ser clarificado e reforçado, sendo ao mesmo tempo claramente integrado no calendário geral. Continuará igualmente a ser estudada a oportunidade de, caso não tenha sido tomada uma decisão após o termo do prazo fixado, serem atribuídos poderes especiais a uma autoridade designada pelos Estados-Membros em causa para a adopção de uma decisão final, positiva ou negativa, dentro de um prazo estabelecido. 3. Desenvolvimento de orientações destinadas a aumentar a transparência e a previsibilidade do processo para todas as partes envolvidas (ministérios, autoridades locais e regionais, promotores de projectos e populações afectadas). Estas teriam como objectivo melhorar a comunicação com os cidadãos a fim de assegurar que os custos e benefícios de um projecto, em termos ambientais, sociais, económicos e de segurança do aprovisionamento, sejam correctamente compreendidos e que todas as partes interessadas sejam envolvidas num debate aberto e transparente numa fase inicial do processo. Poderiam ser incluídos requisitos mínimos no que se refere à indemnização de populações afectadas. Mais especificamente, no que diz respeito às instalações de energia transfronteiras ao largo da costa, deveria proceder-se a um ordenamento do espaço marítimo a fim de assegurar um processo de planeamento simples, coerente mas também mais informado. 4. A fim de melhorar as condições para a construção atempada da infra-estrutura necessária, deve ser explorada a possibilidade de concessão de recompensas e incentivos, incluindo de natureza financeira, às regiões e Estados-Membros que facilitem a autorização atempada de projectos de interesse europeu. Devem igualmente ser considerados outros mecanismos de partilha de benefícios, inspirados nas melhores práticas no domínio das energias renováveis[27]. 5.3. Melhores métodos e informação ao dispor dos decisores e cidadãos A fim de ajudar as regiões e as partes interessadas a identificar e implementar projectos de interesse europeu, a Comissão desenvolverá uma política específica e uma ferramenta de apoio a projectos com vista a acompanhar o planeamento de infra-estruturas e as actividades de desenvolvimento de projectos a nível regional ou da UE. Essa ferramenta permitiria, nomeadamente, elaborar modelizações e previsões ao nível de todo o sistema de energia e conjuntamente ao nível da electricidade e do gás e proporcionaria um método comum de avaliação de projectos[28] adequado para enfrentar desafios a curto e longo prazo, abrangendo designadamente o conceito de capacidade de resistência às alterações climáticas com vista a facilitar a definição de projectos prioritários. A Comissão incentivará também os Estados-Membros a procederem, já numa fase precoce, a uma melhor coordenação dos procedimentos de avaliação ambiental existentes na UE. Além disso, serão desenvolvidos instrumentos para explicar melhor os benefícios de um projecto específico ao grande público e para o associar ao processo. Estas ferramentas devem ser complementadas com a comunicação dos benefícios do desenvolvimento das infra-estruturas e redes inteligentes para os consumidores e os cidadãos, em termos de segurança do aprovisionamento, de descarbonização do sector da energia e de eficiência energética. 5.4. Criação de um quadro estável para o financiamento Mesmo que todas as questões de autorização sejam resolvidas, é provável que subsista um défice de investimento estimado em cerca de 60 mil milhões de euros até 2020, principalmente devido às externalidades positivas não comerciais de projectos de interesse regional ou europeu e aos riscos inerentes às novas tecnologias. Um desafio significativo é o de colmatar esse défice, mas este problema tem de ser ultrapassado para que as infra-estruturas prioritárias possam ser construídas a tempo. Por conseguinte, é necessário continuar a integrar o mercado da energia para estimular o desenvolvimento de infra-estruturas e desenvolver acção coordenada da UE para aliviar as restrições ao investimento e atenuar os riscos dos projectos. A Comissão propõe que se trabalhe em duas frentes, ou seja, melhoria das regras de imputação dos custos e optimização do efeito de alavanca da União Europeia nos financiamentos públicos e privados. 5.4.1. Efeito de alavanca no financiamento de fontes privadas mediante uma melhor imputação dos custos As infra-estruturas de electricidade e gás na Europa são sectores regulamentados, cujo modelo empresarial é baseado em tarifas reguladas cobradas aos utilizadores, que permitem a recuperação dos investimentos efectuados (« princípio do utilizador-pagador »). Este deverá continuar a ser o princípio fundamental também no futuro. O terceiro pacote estabelece que os reguladores devem proporcionar incentivos adequados a nível de tarifas, tanto a curto como a longo prazo, para que os operadores de rede melhorem a eficiência, promovam a integração do mercado e a segurança do aprovisionamento e apoiem as actividades de investigação conexas[29]. Todavia, embora esta nova regra possa abranger alguns aspectos inovadores em projectos de novas infra-estruturas, não se destina a abordar as grandes mudanças tecnológicas, nomeadamente no sector da electricidade, em matéria de redes ao largo da costa ou de redes inteligentes. Além disso, a tarifação continua a processar-se a nível nacional e, por conseguinte, nem sempre é conducente à concretização das prioridades europeias. A regulamentação deve reconhecer que, por vezes, a abordagem mais eficiente para um ORT satisfazer as necessidades dos clientes consiste em investir numa rede fora do seu território. O estabelecimento destes princípios para a imputação transfronteiras dos custos é fundamental para a plena integração das redes europeias de energia. Na ausência de princípios acordados a nível europeu, este objectivo será difícil de realizar, especialmente por ser necessária coerência a longo prazo. A Comissão pensa apresentar em 2011 orientações ou uma proposta legislativa para tratar da questão da imputação dos custos em projectos importantes tecnologicamente complexos ou transfronteiras, através de regras em matéria de tarifas e investimentos. As entidades reguladoras têm de acordar entre si princípios comuns em matéria de imputação dos custos dos investimentos para fins de interconexão e das tarifas conexas. No sector da electricidade, deve ser estudada a necessidade de desenvolvimento a longo prazo dos mercados a prazo para a capacidade de transmissão transfronteiras, enquanto no sector do gás os custos de investimento poderiam ser imputados aos ORT em países vizinhos, tanto para investimentos normais (baseados na procura do mercado), como para os motivados por questões de segurança do aprovisionamento. 5.4.2. Optimização do efeito de alavanca de fontes públicas e privadas mediante a atenuação dos riscos para os investidores Na Reapreciação Orçamental, a Comissão sublinhou a necessidade de maximizar o impacto da intervenção financeira europeia de forma a que esta desempenhe um papel catalisador na mobilização, reunião e potenciação de recursos financeiros públicos e privados para infra-estruturas de interesse europeu. Estabelece que devem ser optimizados os benefícios societais tendo em conta os recursos limitados, reduzidos os condicionalismos com que se deparam os investidores, atenuados os riscos dos projectos, reduzidos os custos de financiamento e melhorado o acesso ao capital. É proposta uma abordagem em «duas frentes»: Em primeiro lugar, a Comissão continuará a reforçar as parcerias da UE com as instituições financeiras internacionais (IFI) e a desenvolver as actuais iniciativas conjuntas de assistência financeira e técnica[30]. A Comissão prestará especial atenção ao desenvolvimento de sinergias com estes instrumentos e, em relação a alguns, examinará a possibilidade de ajustar os seus conceitos ao sector das infra-estruturas energéticas. Em segundo lugar, sem prejuízo da proposta da Comissão para o próximo quadro financeiro plurianual após 2013 prevista para Junho de 2011, e tendo em conta os resultados da Reapreciação do Orçamento[31] no que diz respeito à integração das prioridades em matéria de energia nos diferentes programas, a Comissão tenciona propor um novo conjunto de ferramentas. Estas ferramentas devem combinar mecanismos financeiros existentes e inovadores que sejam diferentes, flexíveis e adaptados às necessidades e riscos financeiros específicos que os projectos enfrentam nas várias fases do seu desenvolvimento . Para além das formas tradicionais de apoio (subvenções, bonificações de juros), poderão ser propostas soluções de mercado inovadoras que abordem a questão da escassez de capital e do financiamento por empréstimos. Serão nomeadamente examinadas as seguintes opções: participação no capital e apoio a fundos para infra-estruturas, facilidades específicas para obrigações relativas a projectos, opção de ensaio para mecanismos de pagamentos relacionados com a capacidade de redes avançadas, mecanismos de partilha de riscos (designadamente para novos riscos tecnológicos) e garantias de empréstimo para parcerias público-privadas. Será prestada especial atenção à promoção de instrumentos em projectos que contribuam para o cumprimento dos objectivos para 2020 ou que atravessem as fronteiras da UE, em projectos que permitam a implantação de novas tecnologias como as redes inteligentes e noutros projectos em que os benefícios a nível de toda a UE não podem ser atingidos unicamente pelo mercado. 6. Conclusões e via a seguir Os condicionalismos impostos às possibilidades de financiamento público e privado nos próximos anos não deverão servir de argumento para adiar a construção das infra-estruturas identificadas e efectuar os investimentos correspondentes. Com efeito, os investimentos efectuados hoje são uma condição necessária para poupanças futuras, reduzindo assim o custo geral da realização dos nossos objectivos estratégicos. Com base nas opiniões expressas pelas instituições e partes interessadas sobre esta matriz, a Comissão tenciona preparar iniciativas adequadas em 2011, como parte integrante das suas propostas para o próximo quadro financeiro plurianual. Estas propostas incidirão nos aspectos regulamentares e financeiros identificados na Comunicação, designadamente um Instrumento para a Segurança e as Infra-Estruturas Energéticas e a integração das prioridades no domínio da energia nos diferentes programas. ANEXO Prioridades propostas para as infra-estruturas energéticas para 2020 e mais além 1. I NTRODUÇÃO O PRESENTE ANEXO FORNECE INFORMAÇÕES TÉCNICAS SOBRE AS PRIORIDADES DAS INFRA-ESTRUTURAS EUROPEIAS, APRESENTADAS NA CAPÍTULO 4 DA COMUNICAÇÃO, SOBRE OS PROGRESSOS REALIZADOS NA SUA IMPLEMENTAÇÃO E SOBRE OS PRÓXIMOS PASSOS NECESSÁRIOS. AS PRIORIDADES ESCOLHIDAS DECORREM DAS GRANDES MUDANÇAS E DESAFIOS QUE O SECTOR ENERGÉTICO EUROPEU ENFRENTARÁ NAS PRÓXIMAS DÉCADAS, INDEPENDENTEMENTE DAS INCERTEZAS INERENTES À OFERTA E PROCURA DE DETERMINADAS FONTES DE ENERGIA. A Secção 2 apresenta as evoluções previsíveis da oferta e da procura em cada sector energético abrangido pela presente Comunicação. Os cenários baseiam-se nas Tendências da Energia para 2030 – Actualização de 2009[32], com base no modelo PRIMES, mas também têm em conta cenários elaborados por outras partes interessadas. Embora o cenário de referência do modelo PRIMES para 2020 se baseie num conjunto de políticas da UE acordadas, nomeadamente em dois objectivos juridicamente vinculativos (20% de quota de energias renováveis no consumo de energia final e redução de 20% das emissões de gases com efeito de estufa em 2020, em comparação com os níveis de 1990), o cenário de base PRIMES baseia-se apenas na continuação das políticas já implementadas, com as quais estes objectivos não são atingidos. Para o período entre 2020 e 2030, o modelo PRIMES pressupõe que não serão tomadas novas medidas políticas. Essas evoluções permitem identificar grandes tendências, que impulsionarão o desenvolvimento de infra-estruturas nas próximas décadas[33]. Nas Secções 3 e 4, são apresentadas as prioridades em infra-estruturas (Mapa 1) identificadas na Comunicação, analisando a situação e os desafios que se colocam em cada caso e fornecendo explicações técnicas, conforme relevante, sobre as recomendações formuladas na Comunicação. Entende-se que a apresentação das prioridades varia em termos de: - Natureza e maturidade: Certas prioridades incidem em projectos de infra-estruturas muito específicos, que podem em alguns casos estar muito avançados em termos de preparação e desenvolvimento dos projectos. Outras abrangem conceitos mais amplos e frequentemente mais novos, que implicarão um trabalho adicional considerável até se poderem traduzir em projectos concretos. - Âmbito: A maior parte das prioridades incide numa determinada região geográfica, uma vez que tanto as auto-estradas da electricidade como as redes de CO2 podem abranger muitos, senão mesmo todos, os Estados-Membros da UE. Todavia as redes inteligentes são uma prioridade temática à escala da UE. - Grau de compromisso proposto nas recomendações: Consoante a natureza e maturidade das prioridades, as recomendações concentram-se em desenvolvimentos concretos ou abordam um leque de matérias mais amplo, incluindo aspectos relativos à cooperação regional, planeamento e regulamentação, normalização e concepção do mercado ou investigação e desenvolvimento. [pic] Mapa 1: Corredores prioritários para a electricidade, gás e petróleo 2. EVOLUÇÃO DA PROCURA E OFERTA DE ENERGIA A última actualização das Tendências da Energia para 2030 – Actualização de 2009[34], baseada no modelo PRIMES, prevê um ligeiro crescimento do consumo de energia primária do presente até 2030, segundo o denominado cenário de base (Figura 1), enquanto se prevê que o crescimento se mantenha bastante estável de acordo com o cenário de referência[35] (Figura 2). De salientar que estas projecções não incluem as políticas de eficiência energética a implementar a partir de 2010, nem um possível aumento do objectivo de redução das emissões para -30% até 2020[36], nem políticas adicionais no sector dos transportes para além da regulamentação do CO2 e das emissões dos automóveis. Devem, por conseguinte, ser consideradas sobretudo como limites máximos para a procura de energia prevista. [pic] | [pic] | Figura 1 : Consumo de energia primária por combustível (Mtep), cenário de base PRIMES | Figura 2 : Consumo de energia primária por combustível (Mtep), cenário de referência PRIMES | [pic] Figura 3 : Consumo de combustíveis fósseis da UE-27, por origem, em Mtep (incluindo combustíveis de bancas), cenário de referência PRIMES Nestes cenários, a quota-parte do carvão e do petróleo no cabaz energético geral diminui entre o presente e 2030, enquanto a procura de gás continua largamente estável até 2030. Prevê-se que a quota de energias renováveis irá aumentar significativamente no consumo de energia tanto primária como final, embora a contribuição da energia nuclear, actualmente em cerca de 14% do consumo de energia primária, se deva manter estável. A dependência da UE face às importações de combustíveis fósseis continuará a ser elevada no que diz respeito ao petróleo e ao carvão e aumentará em relação ao gás, como mostra a Figura 3. No que diz respeito ao gás , a dependência das importações já é elevada e aumentará ainda mais, até atingir cerca de 73-79% do consumo até 2020 e 81-89%[37] até 2030, devido principalmente à depleção dos recursos internos. Consoante os diferentes cenários, a necessidade de importação adicional varia entre 44 Mtep e 148 Mtep até 2020 e entre 61 e 221 Mtep até 2030 (em comparação com 2005). Será necessário uma maior flexibilidade devido ao papel cada vez mais importante do gás como combustível primário auxiliar para a produção de electricidade a partir de fontes variáveis. Tal implica uma utilização mais flexível dos sistemas de gasodutos, a necessidade de capacidades de armazenamento adicionais, tanto em termos de volume útil, bem como de capacidades de retirada e injecção e a necessidade de aprovisionamentos flexíveis, como GNL/GNC. O Regulamento Segurança do Aprovisionamento recentemente adoptado exige o investimento em infra-estruturas para aumentar a capacidade de resistência e a robustez da rede de gás em caso de rupturas do aprovisionamento. Os Estados-Membros devem cumprir duas normas em matéria de infra-estruturas: N-1 e fluxo inverso. A fórmula N-1 descreve a capacidade técnica da infra-estrutura de gás para satisfazer a procura total de gás em caso de interrupção da única maior infra-estrutura de aprovisionamento de gás durante um dia de procura de gás excepcionalmente elevada com uma probabilidade estatística de ocorrência de uma vez em cada vinte anos. A norma N-1 pode ser cumprida a nível nacional ou regional e os Estados-Membros podem utilizar igualmente medidas no lado da produção e da procura. O regulamento exige também que esteja permanentemente disponível capacidade física bidireccional em todas as interconexões transfronteiras entre Estados-Membros (à excepção das ligações ao GNL, produção ou distribuição). Actualmente cinco países não satisfazem o critério N-1 (Bulgária, Eslovénia, Lituânia, Irlanda e Finlândia) tendo em conta os projectos em curso no âmbito do Programa Energético Europeu para o Relançamento mas excluindo as medidas do lado da procura[38]. No que diz respeito a investimentos no fluxo inverso, de acordo com o estudo do Gas Transmission Europe sobre fluxos inversos (Julho de 2009), 45 projectos na Europa foram considerados vitais para melhorar os fluxos inversos nos Estados-Membros e entre estes e proporcionar uma maior flexibilidade no transporte de gás quando necessário. O principal desafio consiste no financiamento de projectos para cumprir as obrigações em matéria de infra-estruturas, nomeadamente quando as infra-estruturas não constituem uma necessidade do mercado. É de esperar que se observem dois desenvolvimentos paralelos diferentes na procura de petróleo : o declínio nos países da UE-15 e um constante crescimento nos novos Estados-Membros, onde se prevê que a procura aumente 7,8% entre 2010 e 2020. Os principais desafios em termos de infra-estruturas de electricidade são a procura crescente e o aumento das quotas de produção a partir de fontes renováveis, para além de necessidades adicionais em matéria de integração do mercado e segurança do aprovisionamento. Prevê-se que a produção bruta de electricidade da UE-27 aumente em, pelo menos, 20%, passando de cerca de 3 362 TWh em 2007 para 4 073 TWh em 2030, de acordo com o cenário de referência PRIMES, e para 4 192 TWh de acordo com o cenário de base PRIMES, mesmo sem tomar em consideração os possíveis efeitos de um forte desenvolvimento da electromobilidade. Prevê-se que a quota de energias renováveis na produção bruta de electricidade será de cerca de 33% em 2020, de acordo com o cenário de referência, dos quais as fontes variáveis (eólica e solar) poderão representar cerca de 16%[39]. A Figura 4 apresenta a evolução da produção bruta de electricidade por fonte, de acordo com o cenário de referência PRIMES para o período de 2010-2030: [pic] | [pic] | Figura 4 : Composição da produção bruta de electricidade 2000-2030, por fonte, em TWh (à esquerda) e correspondentes quotas das fontes em % (à direita), cenário de referência PRIMES | Nos Planos de Acção Nacionais para as Energias Renováveis (PANER) que os Estados-Membros devem notificar à Comissão, nos termos do artigo 4.º, n.º 3, da Directiva 2009/28/CE, estão disponíveis informações mais pormenorizadas na perspectiva de 2020. Com base nos primeiros 23 Planos de Acção Nacionais para as Energias Renováveis e, em grande medida em consonância com os resultados do cenário de referência PRIMES para 2020, haverá cerca de 460 GW de capacidade instalada de electricidade renovável nesse ano nos 23 Estados-Membros abrangidos[40], contra apenas 244 GW actualmente[41]. Cerca de 63% deste total estariam relacionados com as fontes de energia variáveis, nomeadamente energia eólica (200 GW, ou 43%) e solar (90 GW, dos quais cerca de 7 GW de energia solar concentrada, ou 20%) (Quadro 1). Tipo de FER | Capacidade instalada em 2010 (GW) | Capacidade instalada em 2020 (GW) | Quota em 2020 (%) | Variação 2010-2020 (%) | Hidroeléctrica | 116,9 | 134,2 | 29% | 15% | Eólica | 82,6 | 201 | 43% | 143% | Solar | 25,8 | 90 | 19% | 249% | Biomassa | 21,2 | 37,7 | 8% | 78% | Outro | 1 | 3,6 | 1% | 260% | TOTAL | 247,5 | 466,5 | 100% | 88% | Quadro 1 : Evolução projectada das capacidades instaladas de energias renováveis em GW, 2010-2020 As projecções indicam que as energias renováveis nos 23 Estados-Membros representarão mais de 1150 TWh de produção de electricidade, com cerca de 50% provenientes de fontes variáveis (Quadro 2). Tipo de FER | Produção em 2010 (TWh) | Produção em 2020 (TWh) | Quota em 2020 (%) | Variação 2010-2020 (%) | Hidroeléctrica | 342,1 | 364,7 | 32% | 7% | Eólica | 160,2 | 465,8 | 40% | 191% | Biomassa | 103,1 | 203 | 18% | 97% | Solar | 21 | 102 | 9% | 386% | Outro | 6,5 | 16,4 | 1% | 152% | TOTAL | 632,9 | 1151,9 | 100% | 82% | Quadro 2 : Evolução projectada da produção de electricidade renovável em GW, 2010-2020 A maior parte do crescimento das capacidades e produção de energia eólica será concentrada na Alemanha, Reino Unido, Espanha, França, Itália e Países Baixos, enquanto as capacidades e o crescimento da produção de energia solar estarão ainda mais concentradas na Alemanha e em Espanha, e em menor escala, em Itália e França. Paralelamente às energias renováveis, os combustíveis fósseis continuarão a desempenhar um papel no sector da electricidade. Por conseguinte, garantir a compatibilidade com os requisitos de atenuação das alterações climáticas na utilização de combustíveis fósseis nos sectores industriais e da electricidade poderá implicar a aplicação de tecnologias de captura e armazenamento de CO 2 ( CAC ) em larga escala e a nível transeuropeu. Os cenários PRIMES prevêem o transporte de cerca de 36 milhões de toneladas (Mt) de CO2 até 2020, com base nas actuais políticas, e de 50-272[42] Mt até 2030, à medida que se verifique uma maior implantação da CAC. De acordo com a análise efectuada pelo KEMA e o Imperial College London baseada no cenário de referência PRIMES, a capacidade de produção de electricidade em 2020 deve ser suficiente para cobrir os picos da procura em quase todos os Estados-Membros, apesar do desenvolvimento da produção variável proveniente de energias renováveis (Mapa 2 e Mapa 3[43]). Todavia, embora não devam ser necessárias importações para que os Estados-Membros possam garantir a segurança do seu aprovisionamento, uma maior integração dos 27 sistemas de electricidade europeus poderia reduzir significativamente os preços e aumentar a eficiência geral, reduzindo o custo da compensação da oferta e da procura num dado momento. [pic] Mapa 2: Capacidade firme vs. picos da procura em 2020, cenário de referência PRIMES | [pic] Mapa 3: Todas as capacidades vs. picos da procura em 2020, cenário de referência PRIMES | A evolução das trocas comerciais transfronteiras de electricidade é apresentada no Mapa 4 e no Mapa 5[44]. Segundo o cenário de referência PRIMES, o actual padrão geral das importações e exportações de electricidade irá provavelmente manter-se inalterado até 2020 em relação à maioria dos Estados-Membros. [pic] Mapa 4: Situação das importações/exportações líquidas no Inverno (Outubro a Março) 2020, cenário de referência PRIMES | [pic] Mapa 5: Situação das importações/exportações líquidas no Verão (Abril a Setembro) 2020, cenário de referência PRIMES | O resultado seriam os seguintes requisitos de capacidade de interconexão entre os Estados-Membros com base na optimização das actuais redes europeias de electricidade conforme descrito no Plano-Piloto Decenal de Desenvolvimento de Redes da REORT-E[45] (Mapa 6). Contudo, é de observar que estes requisitos foram calculados com base em pressupostos simplificados[46], pelo que devem ser considerados meramente indicativos. Os resultados poderiam também ser significativamente diferentes se o sistema europeu de energia fosse optimizado com base numa rede europeia de concepção nova e plenamente integrada, em vez das actuais redes de electricidade centradas a nível nacional. [pic] Mapa 6: Requisitos para a capacidade de interconexão de 2020 em MW[47], cenário de referência PRIMES (fonte: KEMA, Imperial College London ) 3. CORREDORES PRIORITÁRIOS PARA A ELECTRICIDADE, GÁS E PETRÓLEO 3.1. Preparar a rede eléctrica para 2020 3.1.1. Rede ao largo nos mares do Norte A Segunda Análise Estratégica da Política Energética de 2008 assinalou a necessidade de uma estratégia coordenada relativa ao desenvolvimento da rede ao largo da costa: «(...) deveria ser elaborado um modelo para uma rede ao largo da costa do Mar do Norte destinada a interligar as redes de electricidade nacionais no Noroeste da Europa e a ligar numerosos projectos programados de energia eólica marítima »[48]. Em Dezembro de 2009, nove Estados-Membros da UE e a Noruega[49] assinaram uma declaração política sobre a Iniciativa Rede ao Largo da Costa dos Países dos Mares do Norte (NSCOGI) com o objectivo de coordenar a energia eólica marítima e o desenvolvimento da infra-estrutura nos mares do Norte. Nove membros da UE concentrarão cerca de 90% de todo o desenvolvimento de energia eólica marítima na UE. Segundo informações constantes nos seus Planos de Acção Nacionais para as Energias Renováveis, as projecções indicam que a sua capacidade instalada se situará ao nível de 38,2 GW (1,7 GW de outras energias renováveis marinhas) e a produção ao nível de 132 TWh em 2020[50]. A energia eólica marítima poderia representar 18% da produção de electricidade a partir de fontes renováveis nestes nove países. A investigação aplicada demonstra que o planeamento e desenvolvimento de infra-estruturas de rede ao largo da costa nos mares do Norte só pode ser optimizada mediante uma forte abordagem regional. A organização de parques eólicos em agregados radiais poderia tornar-se uma solução interessante em comparação com as ligações radiais individuais, quando a distância até à costa aumenta e as instalações estão concentradas na mesma área[51]. Nos países em que estas condições estão reunidas, como a Alemanha, poderia obter-se uma redução de até 30% nos custos de ligação aos parques eólicos marítimos. Para a região do Mar do Norte no seu todo, a redução dos custos poderia atingir cerca de 20% até 2030[52]. Para concretizar estas reduções de custos, é imprescindível um desenvolvimento mais coordenado, planificado e geograficamente mais concentrado da energia eólica marítima com coordenação transfronteiras. Tal permitiria colher os benefícios combinados de ligações a parques eólicos e interconexões transfronteiras[53], se a capacidade de conexão for bem dimensionada e resultar assim num benefício líquido positivo. O desenvolvimento ao largo da costa influenciará fortemente a necessidade de reforços e alargamentos das redes em terra, nomeadamente na Europa Centro-Oriental, conforme salientado na prioridade 3. O Mapa 7 ilustra um possível conceito de rede ao largo da costa conforme desenvolvido pelo Estudo OffshoreGrid [54]. [pic] Mapa 7: Ilustração de um possível conceito de rede ao largo da costa nos Mares do Norte e no Mar Báltico (cenário de «abordagem mista» mostrando linhas de transmissão existentes (a vermelho), planeadas (a verde) e em serviço (a cor-de-rosa), bem como as linhas adicionais (a azul) necessárias, de acordo com os cálculos do Estudo Offshoregrid ) Os planos de desenvolvimento ao largo da costa em curso em alguns Estados-Membros mostram que o desenvolvimento significativo nos mares do Norte se processará ao longo ou mesmo através das águas territoriais de vários Estados-Membros, colocando questões de planeamento e regulamentares de dimensão europeia[55]. Será necessário o reforço da rede europeia na costa a fim de transportar a electricidade até aos grandes centros de consumo mais no interior. Contudo, o Plano-Piloto Decenal de Desenvolvimento de Redes (PDDR) da REORT-E não inclui uma avaliação adequada da infra-estrutura necessária para ligar as novas capacidades de produção de energia eólica marítima em breve disponíveis. A REORT-E comprometeu-se a tratar esta questão urgente de forma mais pormenorizada na segunda edição do seu PDDR, a publicar em 2012. Os Estados-Membros adoptaram ou prevêem a adopção de diferentes abordagens em matéria de desenvolvimento da rede ao largo da costa. Muitos Estados-Membros (Alemanha, Dinamarca, França, Suécia, Irlanda) atribuíram aos ORT nacionais a tarefa de alargamento da sua rede terrestre para o largo da costa. O Reino Unido preferiu até ao momento abrir concurso para a ligação de cada novo parque eólico separadamente[56]. Na Bélgica e nos Países Baixos, o desenvolvimento da rede é actualmente da responsabilidade do promotor do parque eólico. Para além disso, os actuais quadros regulamentares nacionais incentivam exclusivamente soluções ponto-a-ponto de ligação dos parques eólicos a um ponto de ligação em terra, com o objectivo de reduzir ao mínimo o custo da ligação em cada projecto. A ligação de agregados de parques eólicos a partir de um núcleo, com oferta de capacidade avançada e o risco tecnológico associado, não é tida em conta na regulamentação nacional em vigor. Finalmente, não há optimização transfronteiras para facilitar as trocas comerciais de electricidade entre dois ou vários Estados-Membros. Em consequência, não são aproveitadas as oportunidades oferecidas por uma abordagem regional no desenvolvimento de infra-estruturas integradas ao largo da costa e em terra, bem como as sinergias com o comércio internacional de electricidade. Esta situação poderá resultar em soluções menos eficazes e mais onerosas a longo prazo. Outros desafios para o desenvolvimento de uma rede ao largo da costa estão relacionados com o procedimento de autorização e o modelo de mercado. Como para outros projectos de infra-estruturas, os procedimentos de autorização são frequentemente fragmentados, até num mesmo país. Quando um projecto atravessa o território de diferentes Estados-Membros, todo o processo poderá ser consideravelmente complicado, resultando em prazos de execução muito longos. Além disso, a insuficiente integração dos mercados da electricidade, a insuficiente adaptação dos regimes de ligação e dos regimes nacionais de apoio à produção de energias renováveis ao largo da costa e a ausência de regras de mercado adaptadas aos sistemas de produção de electricidade baseados em fontes de energias renováveis mais variáveis poderão impedir o desenvolvimento de projectos ao largo da costa e de uma rede ao largo da costa verdadeiramente europeia. O planeamento da energia eólica marítima e das necessárias infra-estruturas de rede ao largo da costa e em terra exigem uma coordenação entre os Estados-Membros, as autoridades reguladoras nacionais, os operadores de redes de transporte e a Comissão Europeia. O ordenamento do espaço marítimo e a definição de zonas de desenvolvimento de energia eólica marítima e de energia oceânica podem reforçar o desenvolvimento e facilitar as decisões de investimento neste sector. Recomendações Os Estados-Membros criaram uma cooperação regional estruturada no âmbito da Iniciativa NSCOGI[57]. Embora o empenhamento dos Estados-Membros no desenvolvimento coordenado da rede seja muito importante, deveria agora traduzir-se em acções concretas a fim de se tornar o principal motor do desenvolvimento de uma rede ao largo da costa nos mares do Norte. A iniciativa deve, em consonância com a estratégia apresentada na Comunicação, estabelecer uma estrutura de trabalho com a participação adequada das partes interessadas e definir um plano de trabalho com calendário e objectivos concretos no que diz respeito a questões de configuração e integração, de mercado e regulamentares e de procedimentos de planeamento e autorização. Sob a orientação da Iniciativa NSCOGI, os ORT nacionais e a REORT-E devem preparar diferentes opções de configuração da rede no próximo PDDR. As opções de concepção devem ter em consideração os aspectos de planeamento, construção e exploração, os custos associados às infra-estruturas e os benefícios ou condicionalismos de cada uma das opções. Os ORT devem, em particular, proceder à revisão do desenvolvimento programado de parques eólicos a fim de identificar possibilidades de conexões e interconexões de núcleos para o comércio de electricidade, tomando igualmente em consideração a possível evolução futura em matéria de energia eólica. Os reguladores devem considerar estratégias gerais de desenvolvimento e benefícios regionais e a mais longo prazo quando da aprovação de novas linhas de transmissão ao largo da costa. Devem ser estudadas opções para a revisão do quadro regulamentar e para o tornar compatível, que abranjam nomeadamente a exploração de estruturas de transmissão ao largo da costa, o acesso à transmissão e respectiva tarifação, as regras de compensação e os serviços auxiliares. 3.1.2. Interconexões no Sudoeste da Europa Em França, Itália, Portugal e Espanha verificar-se-á um desenvolvimento significativo das capacidades de produção de electricidade a partir de fontes renováveis variáveis durante a próxima década. Simultaneamente, a Península Ibérica é praticamente uma «ilha eléctrica». Nas interligações entre França e Espanha já se verifica hoje uma capacidade insuficiente, com apenas quatro linhas de interconexão (2 de 220 kV e 2 de 400 kV) entre os países, a última das quais foi construída em 1982, e havendo congestionamentos contínuos em todas elas[58]. Uma nova linha de 400 kV nos Pirenéus Orientais deverá estar concluída até 2014, aumentando a actual capacidade de interconexão de 1 400 MW para cerca de 2 800 MW, mas mesmo assim poderá ainda subsistir algum congestionamento[59]. Além disso, estes países desempenham um papel fundamental na ligação com o Norte de África, que se poderá tornar cada vez mais importante devido ao seu enorme potencial de energia solar. Até 2020, poderá ser construída uma nova capacidade de produção de energias renováveis de cerca de 10 GW nos países do Mediterrâneo Oriental e Meridional, sendo quase 60% dessas capacidades de energia solar e 40% de energia eólica[60]. Contudo, neste momento, existe apenas uma interligação entre o continente africano e a Europa (Marrocos-Espanha) com aproximadamente 1 400 MW de capacidade, que poderá ser aumentada para 2 100 MW nos próximos anos. Está a ser planeada uma linha submarina de corrente contínua de 1 000 MW entre a Tunísia e a Itália, que estará operacional em 2017. A utilização destas interconexões novas e existentes criará novos desafios a médio prazo (após 2020) tanto no que respeita à sua coerência com a evolução das redes europeias e norte-africanas, como à sua capacidade como ao correspondente quadro regulamentar. Qualquer outra interconexão deve ser acompanhada de salvaguardas para evitar riscos de fuga de carbono devidas ao aumento das importações de energia. Recomendações Para garantir a adequada integração das novas capacidades, sobretudo de energias renováveis, no Sudoeste da Europa e o respectivo transporte para outras partes do continente, são necessárias as seguintes acções-chave até 2020: - Desenvolvimento adequado das interconexões na região e adaptação das actuais redes nacionais a esses novos projectos. Será necessária uma capacidade mínima de interconexão de 4000 MW entre a Península Ibérica e a França até 2020. Os projectos correspondentes terão de ser desenvolvidos dando maior atenção à aceitação pública e à consulta de todas as partes interessadas relevantes. - No que diz respeito às ligações com países terceiros, o desenvolvimento das ligações da Itália com países da Comunidade da Energia (nomeadamente o Montenegro, mas também a Albânia e a Croácia), a realização da interconexão Tunísia-Itália, a expansão do interconector Espanha-Marrocos, o reforço, quando necessário, das interconexões Sul-Sul em países vizinhos do Norte de África (incluindo no que respeita à gestão eficaz dessas infra-estruturas) e estudos preparatórios para interconexões Norte-Sul adicionais a desenvolver após 2020. 3.1.3. Conexões na Europa Centro-Oriental e do Sudeste A conexão de novas capacidades é um desafio importante na Europa Central e Oriental. Por exemplo, só na Polónia estão previstos cerca de 3,5 GW até 2015 e até 8 GW até 2020[61]. Ao mesmo tempo, têm-se registado recentemente alterações significativas nos padrões do fluxo de energia na Alemanha. As capacidades de energia eólica terrestre, que representavam cerca de 25 GW no final de 2009, e o desenvolvimento ao largo da costa, juntamente com novas centrais eléctricas convencionais, estão concentrados nas regiões setentrionais e nordeste do país. No entanto, o aumento da procura tem-se verificado principalmente na parte Sul, aumentando as distâncias entre os centros de produção e os centros de carga ou o equipamento de compensação (por exemplo, armazenamento por bombagem). São, por conseguinte, necessárias enormes capacidades de trânsito Norte-Sul que tenham em plena consideração o desenvolvimento da rede nos mares do Norte e zona circundante no âmbito da prioridade 3.1.1. Dado o impacto das actuais deficiências de interconexão nas redes vizinhas, especialmente na Europa Oriental, é vital uma abordagem regional coordenada para resolver esta questão. No Sudeste da Europa, a rede de transmissão é bastante escassa em comparação com a rede no resto do continente. Ao mesmo tempo, toda a região (incluindo os países da Comunidade da Energia) apresenta grandes potencialidades em termos de maior produção hidroeléctrica. Há necessidade de capacidades adicionais de conexão e interconexão, a fim de aumentar os fluxos de energia entre países do Sudeste da Europa e a Europa Central. O alargamento da zona síncrona desde a Grécia (e mais tarde da Bulgária) até à Turquia criará necessidades adicionais de reforço das redes nesses países. Uma vez que a Ucrânia e a República da Moldávia manifestaram o seu interesse em juntar-se às redes de electricidade interligadas da Europa continental, terão de ser estudadas futuras extensões a mais longo prazo. Recomendações Para assegurar a ligação e transmissão adequadas da produção, nomeadamente no Norte da Alemanha, e uma melhor integração das redes de electricidade do Sudeste da Europa, são necessárias as seguintes acções-chave até 2020, que deverão nomeadamente ser apoiadas pelos países da Europa Centro-Oriental, mediante o alargamento da cooperação já existente no sector do gás: - Desenvolvimento de interconexões adequadas, nomeadamente na Alemanha e na Polónia, para ligar novas capacidades de produção, incluindo as fontes renováveis, no Mar do Norte ou na sua proximidade, aos centros de procura no Sul da Alemanha e a centrais eléctricas de armazenamento por bombagem a ser desenvolvidas na Áustria e Suíça, contemplando também novas capacidades de produção nos países da Europa Oriental. Tornar-se-ão importantes novas linhas de interconexão entre a Alemanha e a Polónia, uma vez desenvolvidas novas interconexões com os Estados Bálticos (em especial na interconexão Polónia-Lituânia, ver infra). Devido aos crescentes fluxos paralelos de Norte para Sul, será necessária a expansão da capacidade transfronteiras entre a Eslováquia, a Hungria e a Áustria a médio prazo (após 2020). São necessários investimentos que permitam um descongestionamento interno a fim de aumentar a capacidade transfronteiras na Europa Central. - Aumento das capacidades de transferência entre os países do Sudeste da Europa, incluindo os signatários do Tratado da Comunidade da Energia, com vista à sua maior integração nos mercados da electricidade da Europa Central. Esta cooperação deve inscrever-se no âmbito da cooperação já existente na Europa Centro-Oriental no sector do gás. 3.1.4. Finalização do Plano de Interconexão do Mercado Báltico da Energia no sector da electricidade Em Outubro de 2008, na sequência do acordo dos Estados-Membros da Região do Mar Báltico, foi criado um Grupo de Alto Nível (GAN) sobre Interconexões Bálticas, presidido pela Comissão. Os países participantes são a Alemanha, Dinamarca, Estónia, Finlândia, Letónia, Lituânia, Polónia, Suécia e, na qualidade de observador, Noruega. O GAN elaborou, em Junho de 2009, o Plano de Interconexão dos Mercados Energéticos da Região do Báltico (BEMIP), um plano de acção abrangente no domínio das interconexões de energia e da melhoria do mercado na Região do Mar Báltico, tanto no sector da electricidade como do gás. O principal objectivo é pôr termo ao relativo «isolamento energético» dos Estados Bálticos e integrá-los no mercado da energia mais vasto da UE. O BEMIP constitui um importante exemplo de cooperação regional de sucesso. Os ensinamentos tirados desta iniciativa serão tidos em conta noutras estruturas de cooperação regional. Foi necessário eliminar os obstáculos no mercado interno para tornar os investimentos viáveis e atraentes. Tal implicou o alinhamento dos quadros regulamentares para criar as bases para o cálculo da repartição equitativa dos custos e benefícios, evoluindo assim para o princípio do «beneficiário-pagador». O Programa Energético Europeu para o Relançamento (PEER) foi um claro motor da implementação atempada de projectos de infra-estruturas. Proporcionou um incentivo para chegar rapidamente a acordo sobre questões pendentes. A estratégia da UE para a Região do Mar Báltico proporcionou também um quadro mais vasto para a prioridade relativa a infra-estruturas energéticas. A estratégia já propunha um enquadramento para concentrar os financiamentos existentes provenientes dos fundos estruturais e de outros em domínios identificados pela estratégia como domínios prioritários. Vários factores contribuem para que esta iniciativa seja considerada um sucesso pelas partes interessadas na Região do Mar Báltico: 1) o apoio político à iniciativa, seus projectos e acções; 2) o envolvimento a alto nível da Comissão como facilitador e mesmo como força impulsionadora; 3) a participação de todas as partes interessadas relevantes na região, desde a concepção até à execução (ministérios, entidades reguladoras e ORT) a fim de permitir a implementação das prioridades definidas em matéria de infra-estruturas. Apesar dos progressos realizados até ao momento, é ainda necessário envidar maiores esforços no sentido da plena implementação do BEMIP: será necessário um acompanhamento contínuo do plano de implementação por parte da Comissão e do Grupo de Alto Nível, para que seja respeitado o calendário e as acções acordadas. É, em especial, necessário apoio para os projectos transfronteiras fundamentais, mas também de maior complexidade, nomeadamente o LitPolLink entre a Polónia e a Lituânia, que é essencial para a integração do mercado do Báltico na UE e para o qual foi designado um coordenador da UE. 3.2. Aprovisionamentos de gás diversificados a uma rede de gás da UE plenamente interligada e flexível 3.2.1. Corredor Meridional A dependência crescente da Europa face a combustíveis importados é evidente no sector do gás. O Corredor Meridional seria – após o Corredor Setentrional a partir da Noruega, o Corredor Oriental a partir da Rússia, o Corredor do Mediterrâneo a partir de África e para além do GNL – o quarto grande eixo para a diversificação dos aprovisionamentos de gás na Europa. A diversificação das fontes aumenta geralmente a concorrência, contribuindo assim para o desenvolvimento do mercado. Simultaneamente, reforça a segurança do aprovisionamento: como verificado na crise do gás de Janeiro de 2009, os países mais afectados foram aqueles que dependiam de uma única fonte de importação. Contudo, frequentemente a atitude defensiva dos produtores de gás e operadores históricos em mercados monopolistas prejudica a diversificação. A implementação do Corredor Meridional exige uma estreita cooperação entre vários Estados-Membros e a nível europeu, uma vez que nenhum país tem, por si só, necessidades suplementares de gás (novo gás) em volume suficiente para apoiar o investimento na infra-estrutura de gasodutos. Por conseguinte, a União Europeia deve actuar no sentido de promover a diversificação e proporcionar ao público segurança no aprovisionamento, reunindo os Estados-Membros e as empresas, a fim de atingir a massa crítica necessária. Este é o princípio subjacente à estratégia da UE para o Corredor Meridional de Gás. A sua importância foi sublinhada na Segunda Análise Estratégica da Política Energética da Comissão, de Novembro de 2008, aprovada pelo Conselho Europeu de Março de 2009. O objectivo do Corredor Meridional é estabelecer uma ligação directa entre o mercado do gás da UE e o maior depósito de gás do mundo (bacia do Cáspio/Médio Oriente) estimado em 90,6 biliões de metros cúbicos (a título de comparação, as reservas comprovadas da Rússia são de 44,2 biliões de metros cúbicos[62]). Além disso, as jazidas de gás estão geograficamente ainda mais próximas que os depósitos da Rússia (Mapa 8). Os potenciais Estados fornecedores são o Azerbaijão, o Turquemenistão e o Iraque. No entanto, se as condições políticas o permitirem, os fornecimentos provenientes de outros países da região poderiam constituir uma outra fonte significativa de aprovisionamento da UE. O principal Estado de trânsito é a Turquia, sendo outras rotas de trânsito através do Mar Negro e do Mediterrâneo Oriental. O objectivo estratégico do corredor é obter uma rota de abastecimento para a UE que represente aproximadamente 10-20% da procura de gás na UE até 2020, o que equivale aproximadamente a 45-90 mil milhões de metros cúbicos de gás por ano. O objectivo operacional para o desenvolvimento da estratégia do Corredor Meridional é que a Comissão e os Estados-Membros trabalhem com os países produtores de gás, bem como com os principais países para o transporte de hidrocarbonetos para a UE, com o objectivo conjunto de estabelecer rapidamente compromissos sólidos quanto ao aprovisionamento de gás e à construção de infra-estruturas de transporte de gás (gasodutos, transporte de gás natural liquefeito/comprimido por navio) necessárias em todas as fases do seu desenvolvimento. [pic] Mapa 8: Comparação das distâncias das principais fontes a Leste de aprovisionamento de gás para os principais centros de consumo da UE O grande desafio para o sucesso do Corredor Meridional é garantir que todos os elementos do corredor (recursos de gás, infra-estrutura de transporte e acordos subjacentes) estejam disponíveis no momento certo e com uma amplitude significativa. Até à data, foram realizados progressos substanciais nesse sentido. Com o apoio financeiro da Comissão (Programas PEER e/ou RTE-E) e com grandes esforços envidados pelas empresas responsáveis pelos gasodutos, já se encontram em fase de desenvolvimento projectos concretos de transporte, nomeadamente o Nabucco, ITGI, TAP e White Stream, e estão a ser estudadas outras opções possíveis. O Nabucco, bem como o Poseidon, o interconector submarino Itália-Grécia que faz parte do ITGI, beneficiou de uma derrogação parcial ao acesso de terceiros (a chamada «derrogação do artigo 22.º»). Além disso, o Acordo Intergovernamental Nabucco, assinado em Julho de 2009, tem proporcionado ao projecto Nabucco a certeza jurídica e condições para o transporte de gás através da Turquia e criou um precedente para um maior alargamento dos regimes de transporte. O principal desafio para o futuro consiste em garantir que os países produtores de gás estejam prontos a exportar gás directamente para a Europa, o que para estes países poderá muitas vezes implicar a aceitação de elevados riscos políticos ligados à sua situação geopolítica. A Comissão, em cooperação com os Estados-Membros envolvidos no Corredor Meridional, deve continuar a salientar o seu empenho em estabelecer relações a longo prazo com os países produtores de gás nesta região e proporcionar-lhes uma ligação mais forte com a UE. Os componentes do gasoduto do Corredor Meridional de Gás são também reforçados com a preparação de opções para o fornecimento de quantidades adicionais importantes de gás natural liquefeito (GNL) à Europa, em especial proveniente do Médio Oriente (Golfo Pérsico e Egipto). A primeira fase abrange o desenvolvimento de pontos de recepção de GNL na Europa (e a respectiva ligação à rede mais vasta). Além disso, espera-se que seja gradualmente estabelecida a cooperação com os países produtores sobre o desenvolvimento de políticas energéticas e de planos de investimento a longo prazo propícios ao GNL. 3.2.2. Interconexões de gás Norte-Sul na Europa Oriental O conceito estratégico da interconexão Norte-Sul de gás natural é ligar a Região do Mar Báltico (incluindo a Polónia) aos mares Adriático e Egeu e depois ao Mar Negro, abrangendo alguns Estados-Membros da UE (Polónia, República Checa, Eslováquia, Hungria, Roménia e possivelmente Áustria) e Croácia. Tal proporcionaria flexibilidade geral a toda a região da Europa Centro-Oriental a fim de criar um mercado interno sólido e a funcionar correctamente e de promover a concorrência. A mais longo prazo, este processo de integração terá de ser alargado aos países não membros da UE do Tratado da Comunidade da Energia. Um mercado integrado proporcionaria a necessária segurança da procura[63] e atrairia fornecedores para tirarem o melhor partido das infra-estruturas de importação existentes e novas como, por exemplo, novas instalações de regaseificação de GNL e projectos do Corredor Meridional. A região da Europa Centro-Oriental ficaria assim menos vulnerável a um corte no abastecimento na rota Rússia/Ucrânia/Bielorrússia. Há um fornecedor principal na região da Europa Centro-Oriental, sendo as actuais redes lineares (de Leste para Oeste) e isoladas uma herança do passado. Embora a percentagem de importações de gás da Rússia represente 18% do consumo da UE-15, nos novos Estados-Membros este indicador é de 60% (2008). Os fornecimentos da Gazprom constituem a esmagadora maioria das importações de gás na região (Polónia: 70%, Eslováquia: 100%, Hungria: 80%, alguns países dos Balcãs Ocidentais: 100%). Devido, nomeadamente, a mercados monopolistas, isolados e de pequena dimensão, aos contratos de fornecimento a longo prazo e às deficiências da regulamentação, a região não é interessante para os investidores ou produtores. A falta de coordenação da regulamentação e de uma abordagem comum das interconexões em falta prejudica novos investimentos e impede a entrada de novos concorrentes no mercado. Além disso, a segurança do aprovisionamento constitui uma preocupação e é nesta região que são mais numerosos os investimentos necessários para cumprir as normas de segurança das infra-estruturas impostas pelo Regulamento Segurança do Aprovisionamento de Gás. Por último, uma parte considerável da população gasta uma percentagem relativamente elevada dos seus rendimentos em energia, o que leva à pobreza energética. A declaração do Grupo de Visegrad[64] alargado exprime já um empenhamento claro da região no sentido de enfrentar estes desafios. Com base na experiência BEMIP e no trabalho já concluído pelos signatários da declaração, o Grupo de Alto Nível (GAN) proposto na Comunicação deve elaborar um plano de acção abrangente para a construção de interconexões e a concretização da integração do mercado. O GAN deve ser assistido por grupos de trabalho centrados em projectos concretos, no acesso à rede e nas tarifas. Os trabalhos devem incluir a experiência adquirida na Iniciativa Novo Sistema Europeu de Transporte[65]. 3.2.3. Finalização do Plano de Interconexão do Mercado Báltico da Energia no sector do gás Embora a implementação de projectos no sector da electricidade no âmbito do BEMIP esteja na boa via, houve poucos progressos no sector do gás desde que o plano de acção foi aprovado pelos Chefes de Estado dos oito Estado-Membros da UE e pelo Presidente Barroso em Junho de 2009. O GAN apenas conseguiu definir uma longa lista de projectos com custos totais de investimento demasiado elevados em comparação com a dimensão dos mercados de gás na região. Além disso, não se chegou a acordo algum sobre as acções em matéria de mercado interno. Os trabalhos do BEMIP têm agora uma forte incidência no sector do gás, processando-se em duas frentes: as regiões do Báltico Oriental e do Báltico Ocidental. A região do Mar Báltico Oriental (Lituânia, Letónia, Estónia e Finlândia) requer uma acção urgente, a fim de garantir a segurança do aprovisionamento mediante a ligação ao resto da UE. Ao mesmo tempo a Finlândia, a Estónia e a Letónia beneficiam de derrogações à abertura do mercado ao abrigo do terceiro pacote do mercado interno enquanto os seus mercados se mantiverem isolados. A derrogação terminará logo que a sua infra-estrutura seja integrada com as do resto da UE, por exemplo através da interconexão de gás entre a Lituânia e a Polónia. Embora o consumo anual de gás dos três Estados Bálticos e da Finlândia em conjunto represente apenas cerca de 10 mil milhões de metros cúbicos, a totalidade do gás que consomem provém da Rússia. Em percentagem do total do aprovisionamento de energia primária, o gás russo representa 13% para a Finlândia, 15% para a Estónia e cerca de 30% no caso da Letónia e Lituânia, enquanto a média da UE é de cerca de 6,5%. O principal fornecedor tem também participações decisivas nos operadores de redes de transporte de todos esses quatro países. Além disso, a Polónia também está muito dependente do gás russo. Por conseguinte, existe pouco interesse do mercado em investir em novas infra-estruturas. Chegou-se a acordo sobre a infra-estrutura mínima necessária e um importante avanço neste domínio é o diálogo actualmente em curso – apoiado politicamente por ambas as partes – entre as empresas sobre a ligação de gás Polónia-Lituânia. Estão igualmente em curso debates sobre um terminal de GNL no âmbito da Task Force GNL. No Báltico Ocidental, a Task Force tem como objectivo procurar formas para substituir o aprovisionamento proveniente de jazidas de gás dinamarquesas depauperadas, previsto a partir de 2015, bem como para aumentar a segurança do aprovisionamento na Dinamarca, Suécia e Polónia. No final de 2010 será apresentado um plano de acção. Ambas as task forces concentram também a sua atenção nos obstáculos de ordem regulamentar e na identificação de princípios comuns que permitam a realização de investimentos regionais. Como acção-chave, é necessário que a cooperação regional se mantenha forte para o estabelecimento dos seguintes projectos: PL-IT, terminal regional de GNL e gasoduto de ligação entre a Noruega e a Dinamarca e, possivelmente, a Suécia e a Polónia. Os objectivos de abertura do mercado e de melhoria da segurança do aprovisionamento de gás podem ser atingidos de uma forma mais eficiente em termos de custos a nível regional do que à escala nacional. Os Estados-Membros têm também continuamente solicitado o apoio da Comissão a fim de orientar o processo BEMIP. Por último, têm de ser encontradas soluções para quebrar o círculo vicioso segundo o qual «se não há mercado, não existe qualquer incentivo para investir em infra-estruturas; e sem infra-estruturas, o mercado não se desenvolverá». 3.2.4. Corredor Norte-Sul na Europa Ocidental O conceito estratégico das interconexões Norte-Sul de gás natural na Europa Ocidental, que vão da Península Ibérica e Itália para o Noroeste da Europa, é permitir uma melhor interligação da zona do Mediterrâneo e, por conseguinte, ligar os fornecimentos provenientes de África e do Corredor Setentrional aos fornecimentos da Noruega e da Rússia. Continua a haver estrangulamentos a nível das infra-estruturas no mercado interno que impedem o livre fluxo do gás nessa região, como por exemplo o baixo nível de interconexão para a Península Ibérica, impedindo a utilização optimizada das infra-estruturas ibéricas de importação de gás bem desenvolvidas. O eixo Espanha-França tem sido uma prioridade desde há mais de uma década mas ainda não foi concluído. No entanto, registaram-se progressos nos últimos anos, graças a uma melhor coordenação dos quadros regulamentares nacionais – considerada igualmente uma prioridade pela Iniciativa Regional de Gás do Sudoeste – e à participação activa da Comissão Europeia. Outra indicação do funcionamento imperfeito do mercado e da falta de interconectores são os preços sistematicamente mais elevados no mercado grossista italiano em comparação com os de outros mercados vizinhos. Ao mesmo tempo, dado que é de esperar que o desenvolvimento da electricidade produzida a partir de fontes variáveis venha a ser particularmente proeminente neste corredor, tem de ser reforçada a capacidade geral de entrega a curto prazo do sistema de gás, a fim de corresponder às necessidades de flexibilidade adicional para manter o equilíbrio no aprovisionamento de electricidade. É necessário identificar neste sector os principais estrangulamentos nas infra-estruturas que impedem o bom funcionamento do mercado interno e da concorrência e as partes interessadas, os Estados-Membros, as autoridades reguladoras nacionais e os operadores de redes de transporte devem colaborar entre si, a fim de facilitar a sua implementação. Em segundo lugar, uma análise integrada entre os sistemas de electricidade e de gás – tomando em consideração tanto os aspectos de produção como de transmissão – deveria permitir a avaliação das necessidades de flexibilidade de gás e identificar projectos que visem a produção de electricidade auxiliar a partir de fontes variáveis. 3.3. Garantir a segurança do aprovisionamento de petróleo Contrariamente ao gás e à electricidade, o transporte do petróleo não está regulamentado. Isto significa que não existem regras, por exemplo em matéria de taxas de rendimento ou de acesso de terceiros para investimentos em novas infra-estruturas. As companhias petrolíferas são primariamente responsáveis por garantir uma oferta contínua. Não obstante, há determinados aspectos, sobretudo relativos ao livre acesso aos oleodutos que abastecem a UE mas situados em países fora da UE (na Bielorrússia, Croácia e Ucrânia, em particular), que não podem ser resolvidos apenas através de acordos comerciais e que necessitam de atenção a nível político. A rede de oleodutos de petróleo bruto da Europa Oriental (uma extensão do oleoduto de Druzhba) foi concebida e construída no período da Guerra Fria e, na altura, não tinha qualquer ligação por oleoduto com a rede ocidental. Em consequência, são insuficientes as conexões entre a rede de oleodutos da Europa Ocidental e as infra-estruturas orientais. Por conseguinte, são limitadas as alternativas de aprovisionamento de petróleo bruto ou de produtos petrolíferos provenientes dos Estados-Membros Ocidentais para os países da Europa Centro-Oriental. Em caso de longa ruptura no aprovisionamento no sistema Druzhba (capacidade actualmente utilizada: 64 milhões de toneladas/ano), essas limitações resultarão num grande aumento do tráfego de petroleiros na zona ambientalmente sensível do Mar Báltico[66], no Mar Negro e nos Estreitos Turcos altamente utilizados[67], aumentando os riscos de acidentes e de derramamentos de petróleo. No caso da refinaria lituana Mažeikiai[68], as alternativas de abastecimento exigem o transporte marítimo de aproximadamente 5,5 a 9,5 milhões de toneladas por ano no Mar Báltico até ao terminal de petróleo lituano de Butinge. Segundo um estudo recente[69], as potenciais respostas às interrupções no aprovisionamento incluem: 1) a criação do oleoduto Schwechat-Bratislava entre a Áustria e a Eslováquia; 2) a modernização do oleoduto Adria (que liga o terminal petrolífero de Omisalj (na costa croata do Adriático à Hungria e à Eslováquia) e 3) a modernização do oleoduto Odessa-Brody na Ucrânia (que liga o terminal de petróleo do Mar Negro ao ramo meridional de Druzhba em Brody) e a sua extensão prevista para a Polónia (Brody-Adamowo). Estas rotas representam uma capacidade alternativa de abastecimento de, pelo menos, 3,5, 13,5, e 33 milhões de toneladas/ano, respectivamente. Uma melhoria adicional seria a criação do Oleoduto Pan-Europeu para ligar os países do Mar Negro ao Oleoduto Transalpino com uma capacidade prevista entre 1,2 milhões e 1,8 milhões de barris por dia. Pelas razões supramencionadas, o apoio político à mobilização do investimento privado em possíveis infra-estruturas alternativas constitui uma prioridade, não só para garantir a segurança do aprovisionamento de petróleo dos países interiores da UE, como também para reduzir o transporte marítimo de petróleo e, por conseguinte, os riscos ambientais. Tal não implica necessariamente a construção de uma nova infra-estrutura de oleodutos. A eliminação de estrangulamentos da capacidade e/ou a possibilidade de inversão de fluxos podem igualmente contribuir para a segurança do aprovisionamento. 3.4. Implantação de tecnologias de redes inteligentes As redes inteligentes[70] são redes de energia que podem integrar, com boa relação custo-eficácia, o comportamento e as acções de todos os utilizadores a elas ligados. Estão a mudar a forma como a rede de electricidade é explorada em termos de transmissão e distribuição e a restruturar as actuais vias de produção e consumo. Mediante a integração de tecnologias digitais e de um sistema de comunicação bidireccional, as redes inteligentes estabelecem uma interacção directa entre os consumidores, os outros utilizadores da rede e os fornecedores de energia. Permitem aos consumidores controlar e gerir directamente os seus padrões de consumo individuais, nomeadamente quando combinadas com tarifas diferenciadas em função do período do dia, proporcionando, por sua vez, fortes incentivos à utilização eficiente da energia. Permitem às empresas melhorar e orientar a gestão da sua rede, aumentando a segurança da rede e reduzindo os custos. As tecnologias de redes inteligentes são necessárias para permitir uma evolução eficaz em termos de custos no sentido de um sistema energético «descarbonizado» que permita a gestão de vastos volumes de energias renováveis em terra ou ao largo da costa, mantendo simultaneamente a disponibilidade da produção de energia convencional e a adequação dos sistemas energéticos. Por último, as tecnologias de redes inteligentes, incluindo contadores inteligentes, permitem melhorar o funcionamento dos mercados retalhistas, oferecendo aos consumidores uma real possibilidade de escolha, uma vez que as empresas de energia, bem como as empresas de tecnologias de informação e das comunicações, podem desenvolver serviços energéticos novos e inovadores. Muitos países desenvolveram projectos de redes inteligentes, incluindo a implantação de contadores inteligentes, entre os quais a Alemanha, Áustria, Bélgica, Dinamarca, Espanha, Finlândia, França, Itália, Países Baixos, Portugal, Suécia e Reino Unido[71]. Na Itália e Suécia, quase todos os clientes já dispõem de contadores inteligentes. O Estudo Bio Intelligence 2008 [72] conclui que as redes inteligentes podem permitir uma redução do consumo anual de energia primária da UE do sector da energia em 2020 de quase 9%, o que corresponde a 148 TWh de electricidade ou a poupanças que atingem quase 7,5 mil milhões de euros/ano (com base na média de preços de 2010). Estimativas da indústria sobre o consumo individual afirmam que um agregado familiar médio poderia poupar 9% do seu consumo de electricidade e 14% de gás, correspondendo a uma poupança de cerca de 200 euros/ano[73]. A Comissão promove o desenvolvimento e implantação de redes inteligentes mediante um apoio financeiro à investigação e desenvolvimento (I&D). A Iniciativa Europeia sobre a Rede de Electricidade (EEGI), lançada em Junho de 2010, foi desenvolvida por uma equipa de operadores de redes de distribuição e transporte de electricidade apoiada pela Comissão e visa um maior desenvolvimento dos aspectos tecnológicos das redes inteligentes. Procederá à consolidação das experiências com redes inteligentes realizadas até à data mediante demonstrações em grande escala e promoverá a I&D e a inovação no domínio das tecnologias de redes inteligentes. Incentivará também uma implantação mais generalizada, enfrentando os desafios decorrentes da integração tecnológica a nível dos sistemas, da aceitação pelos utilizadores, das restrições económicas e da regulamentação. Para além deste incentivo tecnológico, a adopção do terceiro pacote do mercado interno da energia em 2009, que prevê a obrigação de os Estados-Membros garantirem uma implementação generalizada de sistemas de contadores inteligentes até 2020, tem criado pressão no mercado para uma implementação de redes inteligentes à escala europeia[74]. Além disso, a Directiva Eficiência na Utilização Final de Energia e Serviços Energéticos[75] considerou os contadores inteligentes um dos principais contributos para a melhoria da eficiência energética. Finalmente, a Directiva Energias Renováveis[76] considera as redes inteligentes como um elemento que possibilita a integração crescente de electricidade renovável na rede e obriga os Estados-Membros a desenvolver a infra-estrutura de rede e de transmissão com este fim em vista. Conjuntamente, estas directivas constituem o principal quadro político e jurídico no qual se basearão outras medidas de incentivo ao desenvolvimento e à implantação de redes inteligentes. Para garantir que as redes inteligentes e os contadores inteligentes sejam desenvolvidos de forma a promover a concorrência no sector retalhista, a integração da produção em grande escala a partir de fontes de energia renováveis e a eficiência energética através da criação de um mercado livre de serviços energéticos, a Comissão criou uma Task Force para as Redes Inteligentes em Novembro de 2009. É constituída por cerca de 25 associações europeias representativas de todas as partes interessadas relevantes. O seu mandato consiste em aconselhar a Comissão em matéria de política e regulamentação a nível da UE e em coordenar as primeiras medidas no sentido da implementação de redes inteligentes ao abrigo das disposições do terceiro pacote. Os primeiros trabalhos da Task Force foram chefiados por três Grupos de Peritos[77], cada um centrando a atenção num aspecto: 1) funcionalidades das redes inteligentes e dos contadores inteligentes, 2) recomendações regulamentares para a segurança dos dados, o tratamento de dados e protecção de dados e 3) papéis e responsabilidades dos intervenientes envolvidos na implantação de redes inteligentes. Apesar dos benefícios esperados das redes inteligentes e das medidas políticas adoptadas supramencionadas, a transição para as redes inteligentes e os contadores inteligentes não está a progredir tão rapidamente como seria necessário para atingir os objectivos da UE em matéria de energia e clima. O sucesso das redes inteligentes dependerá não só de novas tecnologias e da vontade das redes de as introduzirem, como também de quadros regulamentares de melhores práticas para apoiar a sua introdução, contemplando questões de mercado, incluindo os impactos na concorrência, alterações na indústria (ou seja, códigos ou regulamentação da indústria) e a forma como os consumidores utilizam a energia. A criação de um quadro regulamentar adequado para o bom funcionamento de um mercado de serviços energéticos constitui o principal desafio. Exigirá que seja promovida a colaboração de uma vasta gama de diferentes intervenientes no mercado (produtores, operadores de rede, retalhistas no sector da energia, empresas de serviços energéticos, empresas de tecnologias da informação e das comunicações, consumidores e fabricantes de aparelhos). Este quadro regulamentar terá igualmente de garantir o acesso aberto adequado e a partilha de informações operacionais entre os intervenientes e poderá também ter de abordar as questões relacionadas com a fixação de tarifas, a fim de proporcionar incentivos adequados aos operadores de redes para investirem em tecnologias inteligentes. As autoridades reguladoras nacionais têm igualmente um importante papel a desempenhar, uma vez que aprovam as tarifas que estabelecem a base para investimentos em redes inteligentes e, possivelmente, contadores inteligentes. Se não for desenvolvido um modelo equitativo de partilha dos custos e se não se obtiver o equilíbrio adequado entre os custos de investimentos a curto prazo e os lucros a mais longo prazo, a vontade dos operadores de rede para procederem a futuros investimentos substanciais será limitada. São necessárias normas inequívocas (abertas) para os contadores e as redes inteligentes a fim de garantir a interoperabilidade, enfrentar os principais desafios tecnológicos e permitir uma integração bem sucedida de todos os utilizadores da rede, proporcionando simultaneamente uma elevada fiabilidade do sistema e uma elevada qualidade do abastecimento de electricidade. Tendo em conta os esforços concorrentes no desenvolvimento de normas mundiais, o facto de depender hoje de uma solução técnica específica (europeia) e nela investir, poderá amanhã traduzir-se em custos irrecuperáveis. É por essa razão que a Comissão atribuiu em 2009 um mandato de normalização aos organismos de normalização europeus para os contadores inteligentes. A Comissão atribuirá um novo mandato para a revisão das normas correspondentes e o desenvolvimento de novas normas para as redes inteligentes aos mesmos organismos de normalização no início de 2011. A colaboração internacional é, por conseguinte, essencial para garantir a compatibilidade das soluções. Persuadir os consumidores e ganhar a sua confiança quanto aos benefícios das redes inteligentes constitui outro desafio. Enquanto a elasticidade dos preços da electricidade se mantiver baixa, os benefícios gerais das redes inteligentes não tiverem sido verificados e o risco de abuso de dados não for abordado[78], poderá ser difícil ultrapassar a relutância dos consumidores, tendo em conta o tempo e as alterações comportamentais necessárias para colher os benefícios das tecnologias inteligentes. Por último, mas não menos importante, a possível falta de mão-de-obra qualificada que esteja preparada para funcionar com o complexo sistema de redes inteligentes constitui outro desafio não negligenciável. A transição para as redes inteligentes é uma questão complexa e não é realista esperar que se passe das redes existentes para as redes inteligentes num só salto. Uma transição bem sucedida exigirá uma cooperação aprofundada entre todas as partes interessadas a fim de encontrar as soluções certas em termos de custo-eficácia, evitar duplicações de trabalho e explorar as sinergias existentes. Para sensibilizar e conquistar o público e obter o apoio dos clientes, é necessário que os custos e benefícios das redes inteligentes sejam discutidos de forma objectiva e cuidadosamente explicados, através de uma participação activa dos consumidores, das pequenas e médias empresas e das autoridades públicas. Recomendações Para garantir esta abordagem e superar os desafios identificados, recomendam-se as seguintes acções-chave: - Legislação específica: Conforme descrito na Comunicação, a Comissão avaliará a necessidade de novas iniciativas legislativas em matéria de redes inteligentes no âmbito das regras do terceiro pacote do mercado interno da energia. A avaliação terá em conta os seguintes objectivos: i) garantir um acesso aberto adequado e a partilha de informações operacionais entre intervenientes e respectivas interfaces físicas; ii) criar um mercado de serviços energéticos que funcione correctamente; e iii) proporcionar incentivos adequados aos operadores de redes para investir em tecnologias inteligentes para as redes inteligentes. Com base nesta análise, a decisão final relativa à adopção de legislação específica aplicável às redes inteligentes será tomada no primeiro semestre de 2011. - Normalização e interoperabilidade: A Task Force definiu um conjunto de seis serviços previstos e de cerca de 30 funcionalidades para as redes inteligentes. A Task Force e o Grupo de Trabalho Conjunto sobre Normas para Redes Inteligentes do CEN/CENELEC/ETSI elaborará até ao final de 2010 uma análise conjunta sobre a situação da normalização europeia em matéria de tecnologias de redes inteligentes e determinará quais são os trabalhos a realizar neste domínio. Até ao início de 2011, a Comissão atribuirá um mandato de normalização aos organismos europeus de normalização relevantes para o desenvolvimento de normas aplicáveis a redes inteligentes e para garantir a interoperabilidade e compatibilidade com normas que estão a ser elaboradas a nível mundial. - Protecção de dados: Com base nos trabalhos da Task Force, a Comissão, em estreita cooperação com a Autoridade Europeia para a Protecção de Dados, avaliará a necessidade de medidas adicionais em matéria de protecção de dados e os papéis e as responsabilidades dos diferentes intervenientes no que diz respeito ao acesso, à posse e ao tratamento de dados (propriedade, posse e acesso, direitos de leitura e escrita, etc.) e apresentará, se necessário, orientações e/ou propostas regulamentares adequadas. - Investimentos em infra-estruturas: É de esperar que grande parte dos investimentos necessários para a implantação de redes inteligentes provirá de operadores de rede, nomeadamente a nível da distribuição, e de empresas privadas, sob a orientação das autoridades reguladoras nacionais. Na ausência de financiamento, as alianças entre os sectores público e privado poderão proporcionar soluções. Quando a taxa de rendimento de um investimento é demasiado baixa mas o interesse público é evidente, as finanças públicas devem ter a oportunidade de intervir. A Comissão incentivará os Estados-Membros a criar fundos para o apoio à implantação de redes inteligentes. A Comissão examinará também as possibilidade de apoio específico a tecnologias inteligentes no âmbito do programa de apoio a políticas e projectos mencionado na Comunicação, bem como de instrumentos de financiamento inovadores destinados a uma implantação rápida das tecnologias de redes inteligentes em redes de transmissão e de distribuição. - Projectos de demonstração, I&D e inovação: Em consonância com a política de investimento em infra-estruturas supramencionada, é necessária uma política europeia clara em matéria de I&D e de demonstração para estimular a inovação e acelerar a evolução para redes inteligentes, com base na Iniciativa Europeia sobre a Rede de Electricidade e nas actividades no domínio das redes inteligentes da Aliança Europeia de Investigação Energética, centrada na investigação a mais longo prazo. Deve ser dada especial atenção às inovações nos sistemas de electricidade combinadas com I&D sobre tecnologias energéticas (cabos, transformadores, etc.) e sobre tecnologias da informação e das comunicações (sistemas de controlo, comunicações, etc.). As medidas propostas devem também incidir no comportamento dos consumidores, na aceitação e nos obstáculos à implantação em condições reais. Os Estados-Membros e a Comissão devem promover projectos de I&D e demonstração, por exemplo com uma combinação de apoios públicos e incentivos regulamentares, a fim de assegurar que a Iniciativa Europeia sobre a Rede de Electricidade pode iniciar os projectos propostos conforme previsto, não obstante a actual situação financeira difícil na UE. Este trabalho deve ser estreitamente coordenado com actividades propostas na comunicação relativa às auto-estradas europeias da electricidade. A fim de garantir a plena transparência dos projectos-piloto/de demonstração em curso e os seus resultados, bem como o desenvolvimento de um futuro quadro jurídico, a Comissão poderia criar uma plataforma para permitir a difusão de boas práticas e experiências relativa à implantação prática de redes inteligentes em toda a Europa e coordenar as diferentes abordagens a fim de garantir sinergias. O sistema de informação do Plano SET, gerido pelo Centro Comum de Investigação (CCI) da Comissão Europeia, inclui um regime de vigilância que pode ser utilizado como ponto de partida. - Promoção de novas competências: Para preencher a lacuna entre empregos altamente qualificados e pouco qualificados decorrente dos requisitos da implantação de redes inteligentes, poderiam ser utilizadas iniciativas em curso como as acções de formação organizadas no âmbito do Plano SET, das Comunidades de Conhecimento e Inovação do Instituto Europeu de Tecnologia, das Acções Marie Curie[79] e de outras acções como a Iniciativa Novas Competências para Novos Empregos. No entanto, os Estados-Membros terão de abordar seriamente a questão das possíveis consequências sociais negativas e lançar programas de reconversão profissional e de apoio à aquisição de novas competências. 4. PREPARAR AS REDES A MAIS LONGO PRAZO 4.1. Auto-estradas europeias da electricidade Por auto-estrada da electricidade entende-se uma linha de transmissão de electricidade com capacidade significativamente superior para o transporte de electricidade do que as actuais redes de transmissão de alta tensão, tanto em termos de quantidade de electricidade transmitida como de distância percorrida por essa transmissão. Para atingir essas capacidades mais elevadas, terão de ser desenvolvidas novas tecnologias, permitindo nomeadamente a transmissão de corrente contínua (CC) e níveis de tensão significativamente superiores a 400 kV. No período posterior de 2020 a 2050, será necessária uma solução a longo prazo para enfrentar o principal desafio que as redes de electricidade enfrentam: receber a produção excedentária crescente de energia eólica nos mares do Norte e aumentar a produção excedentária de energias renováveis nas regiões do Sudoeste e também do Sudeste da Europa, ligando estes novos centros de produção a grandes capacidades de armazenamento nos países nórdicos e nos Alpes e a centros de consumo actuais e futuros na Europa Central, mas também a redes de alta tensão de corrente alterna (CA). Nas novas auto-estradas terão de se tomar em consideração as actuais e futuras zonas excedentárias, como a França, a Noruega ou a Suécia, e a complexidade do actual corredor de transmissão Norte-Sul da Europa Central, que transporta electricidade excedentária do Norte através da Dinamarca e da Alemanha para zonas deficitárias do Sul da Alemanha e do Norte da Itália. Apesar das incertezas tecnológicas, é evidente que qualquer futuro sistema de auto-estradas da electricidade terá de ser construído por etapas, assegurando a compatibilidade das conexões CA/CC e a aceitação local[80], com base nas outras prioridades até 2020 descritas no capítulo 3.1, em particular as relativas às redes ao largo da costa. Este sistema de auto-estradas terá também de preparar possíveis ligações para além das fronteiras da UE a Sul e a Leste, a fim de beneficiar plenamente do potencial considerável em energias renováveis destas regiões. Para além das conexões já síncronas com os países do Magrebe e a Turquia, poderiam ser, por conseguinte, necessárias conexões com outros países mediterrânicos e de Leste a longo prazo. Para este efeito, poderia ser considerado um diálogo com os Estados do Norte de África sobre os requisitos técnicos e jurídicos para o desenvolvimento de infra-estruturas trans-mediterrânicas de electricidade. Apesar da crescente sensibilização quanto à futura necessidade de uma rede pan-europeia de electricidade, há uma incerteza significativa quanto ao momento em que este sistema se tornará necessário e às medidas a adoptar para a sua construção. É, por conseguinte, indispensável uma acção coordenada a nível da UE para lançar um desenvolvimento coerente desta rede e reduzir as incertezas e riscos. Será igualmente necessária coordenação europeia para estabelecer um quadro jurídico, regulamentar e organizacional adequado para a concepção, planeamento, construção e exploração de um tal sistema de auto-estradas da electricidade. Esta acção terá de integrar os trabalhos de investigação e de desenvolvimento em curso, designadamente no âmbito da Iniciativa Europeia sobre a Rede de Electricidade e da Iniciativa Industrial Europeia sobre Energia Eólica do Plano SET, a fim de adaptar tecnologias existentes e desenvolver novas tecnologias de transporte, de armazenamento e de redes inteligentes. Neste contexto, será igualmente necessário integrar o potencial de transporte e produção de hidrogénio em larga escala. Quando associado a células de combustível, o hidrogénio é especialmente adequado para as aplicações distribuídas e os transportes. A comercialização de aplicações residenciais poderá ocorrer a partir de 2015 e para os veículos a hidrogénio por volta de 2020[81]. Recomendações São necessárias as seguintes acções-chave para a preparação das auto-estradas europeias da electricidade: - Em consonância com as conclusões do Fórum de Bucareste de Junho de 2009, iniciar os trabalhos específicos sobre as auto-estradas da electricidade, no âmbito do Fórum de Florença, com vista a estruturar o trabalho realizado por todas as partes interessadas para a preparação das auto-estradas da electricidade. Este trabalho deve ser organizado pela Comissão Europeia e pela REORT-E e reunir todas as partes interessadas pertinentes. Deve concentrar-se no estabelecimento de cenários de desenvolvimento da produção a médio e longo prazo, na avaliação de conceitos de arquitectura da rede pan-europeia e de opções de concepção, na análise das consequências das políticas socioeconómica e industrial dessa implantação, e na concepção de um quadro jurídico, regulamentar e organizacional adequado. - Realizar a investigação e desenvolvimento necessários, com base na Iniciativa Europeia sobre a Rede de Electricidade e da Iniciativa Industrial Europeia sobre Energia Eólica do Plano SET, a fim de adaptar as tecnologias existentes e novas no domínio da transmissão, do armazenamento e das redes inteligentes, bem como os instrumentos de concepção e planificação da rede necessários. - Estabelecer um plano de desenvolvimento modular , a preparar pela REORT-E até meados de 2013, com o objectivo de colocar em serviço as primeiras auto-estradas da electricidade em 2020. O plano deve também preparar o alargamento com o objectivo de facilitar o desenvolvimento de capacidades de produção de energias renováveis em larga escala para além das fronteiras da UE. 4.2. Infra-estrutura europeia de transporte de CO 2 Dado que os potenciais locais de armazenamento de CO 2 não estão homogeneamente distribuídos em toda a Europa, poderá ser necessária a implantação em larga escala de sistemas de captura e armazenamento de CO2 na Europa para alcançar níveis significativos de descarbonização das economias europeias pós-2020, o que implicará a construção de uma infra-estrutura de condutas e, quando adequado, infra-estruturas de transporte marítimo que poderiam atravessar as fronteiras dos Estados-Membros, se os países não dispuserem de um potencial adequado de armazenamento de CO2. As componentes das tecnologias CAC (captura, transporte e armazenamento) estão comprovadas. Contudo, ainda não foram integradas e testadas à escala industrial e, actualmente, a CAC não é comercialmente viável. Até à data, a implementação da tecnologia tem sido limitada a instalações em pequena escala, muitas vezes concebidas para demonstrar um ou dois dos componentes de forma isolada. Simultaneamente, é em geral admitido por todos que, a fim de produzir um impacto profundo na redução das emissões, e assim permitir uma carteira de medidas de atenuação das alterações climáticas «ao menor custo», a viabilidade de tecnologias CAC tem de ser demonstrada em larga escala por volta de 2020. Nesta perspectiva, o Conselho Europeu da Primavera de 2007 decidiu apoiar a implantação de um número máximo de 12 instalações de demonstração em larga escala da CAC na Europa até 2015, a fim de promover a tecnologia até ao nível da viabilidade comercial. Existem actualmente seis projectos em larga escala de CAC em construção concebidos para demonstrar a tecnologia no domínio da produção de electricidade. Terão uma capacidade instalada de, pelo menos, 250MW e terão também componentes relativos ao transporte e armazenamento. Estes projectos são co-financiados pela Comissão com subvenções no valor total de mil milhões de euros. Um outro mecanismo de financiamento, inscrito no Regime de Comércio de Licenças de Emissão da UE, ficou operacional em Novembro de 2010[82]. Além disso, a Comissão apoia a investigação e o desenvolvimento relacionados com a CAC e criou uma rede específica de partilha de conhecimentos para demonstradores CAC em larga escala. O Centro Comum de Investigação (CCI) preparou, em 2010, uma avaliação sobre os requisitos para o investimento em infra-estruturas de transporte de CO2[83]. Com os pressupostos de base PRIMES, o estudo mostra que, em 2020, serão captados e transportados em 6 Estados-Membros da UE 36 milhões de toneladas de CO2. A rede de transporte de CO2 daí resultante estende-se por aproximadamente 2 000 km e implica 2,5 mil milhões de euros de investimento (Mapa 9). Quase todas as condutas estão programadas para receber as quantidades adicionais de CO2 cuja circulação está prevista para os próximos anos[84]. Para 2030, o estudo considera que a quantidade de CO2 captada aumentará para 272 Mt (Mapa 10). Muitas das condutas construídas anteriormente estão agora a funcionar a plena capacidade e estão a ser construídas novas condutas a fim de estarem plenamente utilizáveis no período de crescimento na perspectiva de 2050. A rede de transporte de CO2 estende-se actualmente por cerca de 8 800 km e implica um investimento cumulativo de 9,1 mil milhões de euros. As primeiras redes regionais formam-se em toda a Europa em torno das primeiras instalações de demonstração. A análise do CCI salienta também as vantagens de uma coordenação europeia para que a Europa obtenha uma solução ideal para o transporte de CO2, uma vez que os seus resultados mostram que seriam 16 os Estados-Membros da UE que poderiam ser envolvidos no transporte transfronteiras de CO2 até 2030. [pic]Uma segunda análise, realizada pela Arup em 2010 e centrada na viabilidade de infra-estruturas de CO2 à escala europeia[85], visa determinar qual é a rede óptima de transporte de CO2 na Europa e a sua evolução ao longo do tempo, com base em volumes pré-definidos de CO2, na identificação de locais de armazenamento adequados e numa abordagem de minimização dos custos. O cenário mais prudente calcula uma rede de 6 900 km para 50 milhões de toneladas de CO2 transportado em 2030. O estudo defende que, uma vez que em alguns países haverá falta de capacidade de armazenamento, apenas uma rede transfronteiras poderá permitir uma implantação mais generalizada da CAC. Estas conclusões são corroboradas pelo Estudo Geocapacity da UE (2009) sobre a capacidade europeia de armazenamento geológico de CO2[86]: a futura rede de transporte de CO2 depende, de forma crítica, da disponibilidade de armazenamento em terra ou da disponibilidade e desenvolvimento de formações salinas ao largo da costa. Considerando o nível de sensibilização do público quanto ao armazenamento de CO2 e à CAC em geral, o estudo sugere que seja dada prioridade ao armazenamento em formações salinas ao largo da costa. O estudo salienta também que a disponibilidade de capacidades de armazenamento ainda não pode ser confirmada, sendo portanto necessários trabalhos adicionais para verificar o verdadeiro potencial de armazenamento. No entanto, o principal motor do desenvolvimento da CAC no futuro próximo será o preço do CO2, que é extremamente incerto e está dependente da evolução do RCLE. Por conseguinte, qualquer análise sobre a estrutura de uma possível rede de CO2 para o período posterior a 2020 deve ser tratada com grande cautela. Todos os estudos confirmam que a evolução da rede de CO2 na Europa será determinada pela disponibilidade de locais de armazenamento, pelo nível de implantação da CAC e pelo grau de coordenação do seu desenvolvimento já a partir de agora. O desenvolvimento de redes integradas de condutas e de transporte marítimo, planeadas e construídas inicialmente a nível regional ou nacional e tendo em conta as necessidades de transporte de múltiplas fontes de CO2, poderia tirar partido de economias de escala e permitir a ligação de fontes adicionais de CO2 para sumidouros adequados durante o período de vida das condutas[87]. A mais longo prazo, estas redes integradas seriam alargadas e interligadas para chegar a fontes e locais de armazenamento espalhados por toda a Europa, como já é o caso das actuais redes de gás. Recomendações Logo que a CAC se torne comercialmente viável, as condutas e infra-estruturas de transporte marítimo construídas para projectos de demonstração tornar-se-ão pontos focais para a futura rede da UE. É importante que esta estrutura inicialmente fragmentada possa ser planeada de modo a assegurar a compatibilidade à escala europeia numa fase posterior. Os ensinamentos obtidos sobre a integração de redes inicialmente fragmentadas como as do gás terão de ser tomados em consideração para evitar um processo similarmente laborioso de criação de mercados comuns. Deve prosseguir-se com o exame das modalidades práticas e técnicas de uma rede de CO2 e deve procurar-se obter um acordo sobre uma visão comum. O Grupo de Trabalho sobre Combustíveis Fósseis Sustentáveis (no âmbito do Fórum de Berlim) deve ser a instância utilizada para os debates sobre acções possíveis neste domínio. A rede de projectos CAC poderá ser utilizada para reunir a experiência adquirida em projectos de demonstração operacionais. Tal permitirá, por sua vez, avaliar a eventual necessidade e o âmbito de uma potencial intervenção da UE. A cooperação regional deve também ser apoiada, a fim de incentivar o desenvolvimento de agregados que constituam a primeira fase de uma possível futura rede europeia integrada. As actuais estruturas de apoio, incluindo a rede de projectos CAC e o Grupo de Intercâmbio de Informações estabelecido ao abrigo da Directiva 2009/31/CE relativa ao armazenamento geológico de CO2, poderão acelerar o desenvolvimento de agregados regionais. Tal poderia incluir, nomeadamente, o estabelecimento de grupos de trabalho específicos e a partilha de conhecimentos sobre a matéria no contexto da Rede de Projectos CAC, procedendo ao intercâmbio de melhores práticas em matéria de autorização e cooperação transfronteiras das autoridades competentes no âmbito do Grupo de Intercâmbio de Informações. O Fórum Global de Debate sobre CAC será igualmente utilizado pela Comissão para o intercâmbio de conhecimentos existentes sobre agregados e centros regionais a nível mundial. A Comissão continuará também a trabalhar na elaboração de um mapa de infra-estruturas europeias de CO2 que possa facilitar o planeamento de infra-estruturas avançadas, concentrando-se na questão da relação custo/eficácia. Uma parte importante desta tarefa incluirá a identificação da localização, capacidade e disponibilidade de locais de armazenamento, especialmente ao largo da costa. A fim de assegurar que os resultados de um tal levantamento sejam comparáveis em todo o continente e possam ser utilizados para optimizar a concepção da rede, serão envidados esforços no sentido de elaborar uma metodologia comum de avaliação das capacidades de armazenamento. Por razões de transparência no que respeita ao armazenamento e à CAC em geral, a Comissão irá prosseguir com a publicação de um Atlas Europeu de Armazenamento de CO2 que permitirá visualizar o potencial de armazenamento. [1] Conclusões da Presidência, Conselho Europeu, Março de 2007. [2] 30% se as condições forem adequadas. [3] COM(2010) 639. [4] Estratégia Europa 2020 - COM(2010) 2020. [5] Conclusões da Presidência do Conselho Europeu de 19/20 de Março de 2009, 7880/09. [6] Orientações RTE-E e Regulamento Financeiro RTE. Ver o relatório de implementação das RTE-E de 2007-2009 – COM(2010) 203. [7] Para uma análise mais pormenorizada, ver o Anexo e a Avaliação de Impacto que acompanha a presente Comunicação. [8] A implantação em larga escala exige o desenvolvimento de uma infra-estrutura substancial de transporte e armazenamento. [9] Com base nos planos de acção nacionais para as energias renováveis notificados à Comissão por 23 Estados-Membros. [10] Ver o Regulamento Segurança do Aprovisionamento de Gás, Regulamento (CE) n.º 994/2010 [11] Directivas 2009/72/CE e 2009/73/CE; Regulamentos (CE) n.º 713, (CE) n.º 714 e (CE) n.º 715/2009. [12] Regulamento (CE) n.º 994/2010 [13] Consulta pública sobre o Livro Verde Para uma rede europeia de energia segura, sustentável e competitiva - COM (2008) 782. [14] REORT-E - Plano Decenal de Desenvolvimento de Redes ( ENTSO-E 10-year network development plan ), Junho de 2010. [15] Ver a Avaliação de Impacto que acompanha a presente Comunicação. [16] Cálculos do modelo PRIMES. [17] Ver a Avaliação de Impacto que acompanha a presente Comunicação. [18] Ver a Avaliação de Impacto que acompanha a presente Comunicação. [19] Os 500 projectos identificados pelos ORT nacionais abrangem toda a UE, a Noruega, a Suíça e os Balcãs Ocidentais. A lista não inclui projectos de âmbito local, regional ou nacional que não foram considerados de importância europeia. [20] Prevê-se que a próxima edição do PDDR, prevista para 2012, adopte uma abordagem mais descendente, pressupondo o cumprimento das obrigações jurídicas para 2020 relativas à integração das energias renováveis e a reduções das emissões numa perspectiva para além de 2020, e que contemple estas deficiências. [21] Inclui o Mar do Norte e os mares do Noroeste. [22] Embora seja provável que essa rede acabe por se basear na tecnologia CC, é necessário que seja construída progressivamente a fim de garantir a compatibilidade com a actual rede CA. [23] Os impactos económicos, sociais e ambientais dos projectos serão avaliados segundo o método comum referido no capítulo seguinte. [24] Ver a Declaração da Cimeira de Budapeste V4 + Segurança Energética de 24 de Fevereiro de 2010. [25] Ver a Avaliação de Impacto que acompanha a presente Comunicação. [26] Incluindo em especial a legislação ambiental relevante da UE. [27] Ver, por exemplo, www.reshare.nu [28] Ver, por exemplo, Guia da análise custo-benefício de projectos de investimento ( Guide to cost-benefit analysis of investment projects) , Julho de 2008: http://ec.europa.eu/regional_policy/sources/docgener/guides/cost/guide2008_en.pdf [29] Ver o artigo 37.º da Directiva 2009/72/CE e o artigo 41.º da Directiva 2009/73/CE. [30] Nomeadamente, Marguerite, Instrumento de Garantia de Empréstimos para Projectos RTE-T, Mecanismo de Financiamento com Partilha de Riscos, Jessica, Jaspers. [31] Reapreciação do Orçamento da UE, adoptada em 19 de Outubro de 2010. [32] Energy Trends for 2030 – update 2009: http://ec.europa.eu/energy/observatory/trends_2030/doc/trends_to_2030_update_2009.pdf [33] Na ausência de outras medidas políticas e com base em certos pressupostos. [34] Energy Trends for 2030 – update 2009: http://ec.europa.eu/energy/observatory/trends_2030/doc/trends_to_2030_update_2009.pdf [35] Neste cenário, assume-se que são atingidos os dois objectivos vinculativos para as energias renováveis e a redução das emissões. No modelo de base PRIMES, baseado apenas na continuação das políticas já implementadas, estes objectivos não são atingidos. [36] Para uma análise mais aprofundada das suas implicações, ver o Documento de Trabalho da Comissão que acompanha a Comunicação da Comissão «Análise das opções para ir além do objectivo de 20 % de redução das emissões de gases com efeito de estufa e avaliação do risco de fuga de carbono» - COM(2010) 265. Informações de base e análises: Parte II – SEC(2010) 650. [37] Todos os valores mais baixos referem-se ao cenário de referência PRIMES, enquanto os valores mais elevados são derivados do Cenário Ambiental Eurogas ( Eurogas Environmental Scenario ), publicado em Maio de 2010, com base numa recolha de estimativas dos membros do Eurogas. [38] Ver a Avaliação de Impacto em: http://ec.europa.eu/energy/security/gas/new_proposals_en.htm [39] Os valores correspondentes para 2030 são 36% e 20%. De notar que o cenário de referência de 2003 não tem em conta as potenciais futuras políticas em matéria de energias renováveis na UE ou em Estados-Membros individuais após 2020. [40] Alemanha, Áustria, Bulgária, Chipre, Dinamarca, Eslovénia, Eslováquia, Espanha, Finlândia, França, Grécia, Irlanda, Itália, Letónia, Lituânia, Luxemburgo, Malta, Países Baixos, Portugal, República Checa, Roménia, Suécia e Reino Unido. [41] Projecções sobre energias renováveis conforme publicadas nos Planos de Acção Nacionais para as Energias Renováveis dos Estados-Membros europeus, actualização para 19 países ( Renewable Energy Projections as Published in the National Renewable Energy Action Plans of the European Member States", update for 19 countries ). L.W.M. Beurskens, M. Hekkenberg. Centro de Investigação Energética Neerlandês, Agência Europeia do Ambiente. 10 de Setembro de 2010. Disponível em: http://www.ecn.nl/docs/library/report/2010/e10069.pdf [42] Cinquenta milhões de toneladas segundo o cenário de referência PRIMES e 272 milhões de toneladas segundo o cenário de base PRIMES, tendo em conta o preço mais elevado do CO2. [43] Os mapas indicam as margens de capacidade, ou seja, o rácio entre a capacidade firme (excluindo as energias renováveis variáveis)/toda a capacidade (incluindo as energias renováveis variáveis) versus os picos de procura de electricidade, conforme modelizado pelo KEMA e o Imperial College London para todos os Estados-Membros da UE mais a Noruega e a Suíça para 2020, com base no cenário de referência PRIMES (fonte: KEMA e Imperial College London). [44] Fonte: KEMA e Imperial College London. [45] https://www.entsoe.eu/index.php?id=282 [46] A modelização da rede elaborada pelo Imperial College London e pelo KEMA utiliza uma abordagem de «centro de gravidade» em função da qual cada rede eléctrica de cada Estado-Membro é representada por um só nó, para o qual e a partir do qual a capacidade de transmissão é calculada. O modelo de investimento associado compara os custos da expansão das redes entre Estados-Membros com os custos de investimentos em capacidade de produção suplementar, com base em certos pressupostos de factores de custo e avalia o nível óptimo de custos da interligação dos Estados-Membros nesta base. [47] As seguintes capacidades de interligação não estão representadas no mapa por uma questão de clareza: Áustria-Suíça (470 MW); Bélgica-Luxemburgo (1000 MW); Alemanha-Luxemburgo (980 MW); Noruega-Alemanha (1400 MW); Suíça-Áustria (1200 MW). [48] COM(2008) 781. A comunicação também sublinhava que «[a rede ao largo do Mar do Norte, (…)], deve tornar-se uma das componentes essenciais de uma futura super-rede europeia. O modelo deveria identificar as fases e o calendário necessários e quaisquer acções específicas que devam ser adoptadas. O modelo deveria ser desenvolvido pelos Estados-Membros e intervenientes regionais em causa e facilitado, quando necessário, por uma acção a nível comunitário.» Nas conclusões do Conselho Energia, de 19 de Fevereiro de 2009, foi clarificado que o modelo deveria abranger o Mar do Norte (incluindo a região do canal da Mancha) e o Mar da Irlanda. [49] Os países participantes no NSCOGI são a Bélgica, Países Baixos, Luxemburgo, Alemanha, França, Dinamarca, Suécia, Reino Unido, Irlanda e Noruega. [50] A Irlanda elaborou também um cenário de base e um cenário de exportações mais ambicioso. Segundo este último cenário, os respectivos valores seriam os seguintes: mais de 40 GW de energia eólica marítima, 2,1 GW de outras energias renováveis marinhas gerando 139 TWh em 2020. Para a UE na sua globalidade (tendo em consideração o cenário de base para a Irlanda), estima-se que a capacidade instalada de energia eólica marítima seja superior a 42 GW em 2020, com uma possível produção anual de electricidade superior a 137 TWh. [51] Com base numa análise do custo-benefício, o estudo Offshoregrid, realizado pela 3E e parceiros e financiado pelo Programa Energia Inteligente – Europa, considera que as ligações em rede radial fazem sentido até 50 km de distância dos seus pontos de ligação em terra. Para maiores distâncias (da ordem de 50 a 150 km) do ponto de ligação na costa, a concentração dos parques eólicos é um factor determinante para os benefícios dessa agregação. Se a capacidade instalada se encontrar num raio de 20 km (em alguns casos 40 km) em torno do núcleo e se é da ordem da maior tensão nominal disponível para cabos de alta tensão de corrente contínua, seria vantajosa uma ligação em agregado radial. A mais de 150 km de distância, os agregados radiais ao largo da costa são considerados soluções típicas. Mais informações disponíveis em: www.offshoregrid.eu. Estes resultados parecem ser corroborados a nível dos Estados-Membros: Os benefícios da agregação ou de uma concepção mais modular foram considerados nos países Baixos para a sua segunda fase de desenvolvimento da energia eólica marítima. Contudo, dada a pequena dimensão dos parques eólicos e a sua curta distância da costa, a avaliação revelou que, nesta fase, a agregação não é a abordagem mais eficaz em termos de custos. [52] Segundo o estudo Offshoregrid , o forte desenvolvimento das infra-estruturas de rede ao largo da costa custaria 32 mil milhões de euros até 2020 e até 90 mil milhões de euros até 2030, considerando as ligações radiais. Em caso de agregação, o custo das infra-estruturas poderia ser reduzido para 75 mil milhões de euros até 2030. [53] O desenvolvimento integrado poderia processar-se de acordo com dois fios condutores. No caso de ser desenvolvido primeiro um interconector, os parques eólicos poderiam ser ligados posteriormente. Se as conexões aos parques eólicos forem desenvolvidas primeiro, poderiam ser desenvolvidos mais tarde interconectores entre núcleos, em lugar de construir novos interconectores de costa a costa. [54] Pacote de trabalho D4.2: Quatro cenários da rede ao largo da costa para os mares do Norte e Báltico ( Four Offshore Grid scenarios for the North and Baltic Sea ) (Estudo Offshoregrid , Julho de 2010). Estão disponíveis mais informações em: http://www.offshoregrid.eu/images/pdf/pr_pr100978_d4%202_20100728_final_secured.pdf.. [55] É necessário desenvolver soluções integradas que combinem conexões a parques eólicos marítimos e interconexões comerciais para outro país, ou conexões transfronteiras de um parque eólico (situado nas águas territoriais de um país, mas ligado à rede de outro país). [56] Qualquer empresa pode participar nesses concursos, o que cria um ambiente concorrencial para o desenvolvimento e a exploração da nova rede. [57] A Iniciativa NSCOGI tem uma abordagem regional, é liderada pelos Estados-Membros participantes e apoia-se em trabalhos já realizados e em iniciativas anteriores. Os seus membros tencionam acordar um plano estratégico de trabalho mediante um memorando de acordo a assinar até ao final de 2010. [58] PDDR-piloto da REORT-E. [59] No processo de concentração para a aquisição da Hidrocantábrico em 2002, a EDF-RTE e a EDF tinham-se oferecido para aumentar a capacidade de interconexão comercial, que era então de 1 100 MW, num mínimo de 2 700 MW (Processo n.º COMP/M.2684 - EnBW / EDP / CAJASTUR / HIDROCANTÁBRICO – Decisão de 19 de Março de 2002). [60] Estudo sobre o financiamento das energias renováveis na Região do Mediterrâneo Meridional e Oriental ( Study on the Financing of Renewable Energy Investment in the Southern and Eastern Mediterranean Region) , Projecto de Relatório Final da MWH, Agosto de 2010. Os países incluídos neste estudo são a Argélia, Egipto, Israel, Jordânia, Líbano, Marrocos, Síria, Tunísia e Cisjordânia/Faixa de Gaza [61] PDDR-piloto da REORT-E. [62] BP Statistical Review of World Energy , Junho de 2009. [63] A procura de importação líquida do maior mercado (Hungria) entre os oito países foi de 8,56 Mtep em 2007 (Eurostat), embora a procura de todos os sete mercados em conjunto tenha sido de 41 Mtep, em comparação com as importações alemãs de cerca de 62 Mtep. [64] Ver a declaração da Cimeira de Budapeste V4+Segurança Energética, de 24 de Fevereiro de 2010 (http:// www.visegradgroup.eu /). Os países V4+, na acepção da Declaração, são: República Checa, República da Hungria, República Eslovaca e República da Polónia (como Estados membros do Grupo de Visegrad), República da Áustria, Bósnia e Herzegovina, República da Bulgária, República da Croácia, República da Sérvia, República da Eslovénia e Roménia. [65] A Iniciativa Nova Rede Europeia de Transporte ( New Europe Transmission System - NETS) destina-se a facilitar o desenvolvimento de um mercado regional de gás competitivo, eficiente e com liquidez que contribua também para reforçar a segurança do aprovisionamento através da criação de uma plataforma única de infra-estruturas para aumentar o nível de cooperação/ integração entre os ORT regionais. [66] O Mar Báltico é um dos mares mais congestionados do mundo, representando mais de 15% do transporte mundial de mercadorias (3 500-5 000 navios de transporte de carga por mês). Cerca de 17-25% desses navios são petroleiros que transportam cerca de 170 milhões de toneladas de petróleo por ano. [67] Os Estreitos Turcos incluem o Estreito do Bósforo e o Estreito do Dardanelos e ligam o Mar Negro, através do Mar de Mármara, ao Mar Egeu. Com menos de um quilómetro de largura no seu ponto mais estreito, são das mais difíceis e perigosas vias navegáveis interiores do mundo devido à sua geografia sinuosa e ao seu grande tráfego (50 000 navios, incluindo 5 500 petroleiros, por ano). [68] Em 2006, ao detectar algumas fugas no oleoduto de Druzhba, a Transneft, o operador russo do oleoduto, interrompeu a entrega de petróleo bruto à refinaria lituana Mažeikiai, que é a única refinaria de petróleo nos Estados Bálticos. Desde então, este troço específico do oleoduto continua encerrado. [69] Aspectos técnicos da utilização variável de oleodutos vindos de países terceiros para a UE ( Technical Aspects of Variable Use of Oil Pipelines coming into the EU from Third Countries) , Estudo de ILF e Purvin & Gertz para a Comissão Europeia, 2010. [70] O Grupo Europeu de Entidades Reguladoras para os Mercados da Electricidade e do Gás (ERGEG) e a Task Force Europeia para Redes Inteligentes definem redes inteligentes como as redes eléctricas que podem integrar, com uma boa relação custo-eficácia, o comportamento e acções de todos os utilizadores a elas ligados – os produtores, os consumidores e os utilizadores que são produtores e consumidores – no intuito de assegurar uma utilização economicamente eficaz de sistemas de energia sustentável com baixas perdas e elevados níveis de qualidade e segurança intrínseca e extrínseca dos aprovisionamentos. Para mais informações ver: http://ec.europa.eu/energy/gas_electricity/smartgrids/taskforce_en.htm [71] Um relatório do ERGEG, apresentado e divulgado no Fórum dos Cidadãos para a Energia em Londres, em Setembro de 2009, oferece a panorâmica mais actualizada e completa relativa à situação da implementação de contadores inteligentes na Europa. Disponível em:http://ec.europa.eu/energy/gas_electricity/forum_citizen_energy_en.htm [72] Impactos das tecnologias da informação e das comunicações na eficiência energética ( Impacts of Information and Communication Technologies on Energy Efficiency ), Relatório Final do Serviço Bio Intelligence , Setembro de 2008. Apoiado pela Comissão Europeia, DG INFSO. [73] http://www.nuon.com/press/press-releases/20090713/index.jsp [74] O Anexo I da Directiva 2009/72/CE e o Anexo 1 da Directiva 2009/73/CE estabelecem que os Estados-Membros devem assegurar a implementação de sistemas de contadores inteligentes, os quais devem permitir a participação activa dos consumidores no mercado de fornecimento de energia. Essa obrigação pode ser sujeita a avaliação económica pelos Estados-Membros até 3 de Setembro de 2012. De acordo com a Directiva Electricidade, se a implantação dos contadores inteligentes for avaliada de forma positiva, pelo menos 80% dos consumidores serão equipados com sistemas de contadores inteligentes até 2020. [75] Artigo 3.º da Directiva 2006/32/CE. [76] Artigo 16.º da Directiva 2009/28/CE. [77] Task Force Redes Inteligentes – Visão e Programa de Trabalho:http://ec.europa.eu/energy/gas_electricity/smartgrids/doc/work_programme.pdf [78] Um projecto de lei relativa à implantação de redes inteligentes foi recusado pelo Parlamento neerlandês em 2009 por questões de protecção de dados. [79] http://cordis.europa.eu/fp7/people/home_en.html [80] Tal poderia incluir, por exemplo, a necessidade de linhas de electricidade parcialmente subterrâneas, tendo em conta que os custos de investimento para os cabos subterrâneos são, pelo menos, 3 a 10 vezes superiores em comparação com as linhas aéreas. Ver Viabilidade e aspectos técnicos do transporte parcialmente subterrâneo de linhas de transmissão de extra alta tensão ( Feasibility and technical aspects of partial undergrounding of extra high voltage power transmission lines), documento conjunto da REORT-E e Europacable , Novembro de 2010. [81] Com este fim em vista, no âmbito do Plano SET, a Empresa Comum Pilhas de Combustível e Hidrogénio lançará um primeiro estudo sobre o planeamento da infra-estrutura de hidrogénio da UE até ao final de 2010, preparando o caminho para o início da implantação comercial no horizonte de 2020. [82] http://ec.europa.eu/clima/funding/ner300/index_en.htm [83] A evolução da extensão e dos requisitos em investimentos de uma rede transeuropeia de transporte de CO2 ( The evolution of the extent and the investment requirements of a trans-European CO2 transport network) , Comissão Europeia, Centro Comum de Investigação, EUR 24565 EN. 2010. [84] As condutas sobredimensionadas estão indicadas a vermelho, enquanto as condutas que funcionam a plena capacidade estão indicadas a azul. [85] Estudo de viabilidade das infra-estruturas de CO2 à escala europeia ( Feasibility of Europe-wide CO 2 infrastructures ), Estudo de Ove Arup & Partners Ltd para a Comissão Europeia. Setembro de 2010. [86] Geocapacidade da UE – Avaliar a capacidade europeia de armazenamento geológico de dióxido de carbono ( EU GeoCapacity - Assessing European Capacity for Geological Storage of Carbon Dioxide) , Projecto n.º SES6-518318. Relatório Final de Actividades disponível em: http://www.geology.cz/geocapacity/publications [87] O estudo Pre-Front End Engineering Design Study de uma rede de sistemas de CAC para o Yorkshire e Humber mostrou que o investimento inicial na capacidade de reserva das condutas seria mais eficaz em termos de custos, mesmo que desenvolvimentos subsequentes se juntem posteriormente à rede até 11 anos mais tarde. O estudo confirmou também a experiência adquirida noutros sectores, ou seja, que investir em redes integradas permitiria catalisar a implantação em larga escala de tecnologias CAC mediante a consolidação dos processos de autorização, a redução do custo da ligação de fontes de CO2 aos sumidouros e a garantia de que o CO2 captado pode ser armazenado logo que a instalação de captação fique operacional.