Num contexto global, o ano energético de 2013 ficou marcado pelas mudanças no mapa mundial da energia. A intensificação da produção de petróleo e gás não convencionais, o abandono progressivo da energia nuclear e a crescente implementação das energias renováveis têm vindo a alterar a compreensão da distribuição dos recursos energéticos mundiais. Os principais paiíses importadores estão a tornar-se exportadores, enquanto países que durante muitos anos foram definidos como exportadores passam a assumir um papel importante na procura de energia.

A Agência Internacional de Energia (AIE) no Cenário Novas Políticas assume que, apesar dos recentes desenvolvimentos e das novas políticas, o impacto nas tendências de longo prazo para a energia e o clima será ainda marginal.

De acordo com as previsões da AIE - Cenário Novas Poíticas -, a procura mundial de energia deverá crescer mais de 30% até 2035.

A longo prazo, a evolução das emissões de CO2 relacionadas com a energia aponta para um incremento de 3,6ºC da temperatura média

(acima do objetivo de limitar o aumento médio global da temperatura a 2oC).

A AIE estima que as economias emergentes representem mais de 90% do incremento da procura de energia no horizonte 2035. A China lidera a procura de energia na Ásia durante esta década, até a Índia assumir essa posição a partir de 2020. Em breve a China será o maior importador de petróleo e, em 2020, a Índia o primeiro importador de carvão. O Médio Oriente emerge como uma zona de consumo crescente. Em 2020 será o segundo maior consumidor
de gás e o terceiro maior consumidor de petróleo em 2030. Nos países da OCDE, o aumento da procura de energia será pouco significativo.

Nos próximos dez anos diminui temporariamente o papel dos países da OPEC como fonte
de abastecimento de petróleo devido ao aumento da produção nos Estados Unidos, Canadá e Brasil. Todavia, em meados da década de 2020, a produção de petróleo dos países não OPEC começa a baixar e os países do Médio Oriente retomam o papel preponderante a nível mundial.

Quanto à utilização das diversas fontes de energia, e apesar do crescimento rápido das renováveis, continuará a predominância dos combustíveis fósseis, com tendência para uma reducção da quota-parte no mix global dos atuais 82% para 76%, em 2035.

A flexibilidade e as vantagens ambientais do gás natural, face a outros combustíveis fósseis, apresentam-se como condições para o crescimento da sua utilização a longo prazo. A procura de gás natural cresce cerca de 50% no horizonte 2035, derivada do maior crescimento das economias emergentes. Novas fontes de gás, convencionais e não convencionais, vão contribuir para uma maior diversificação do aprovisionamento mundial de gás.

A procura mundial de eletricidade continuará a crescer, prevendo-se um acréscimo superior a dois terços no horizonte 2035. A AIE prevê que as energias renováveis venham a abastecer cerca de metade do aumento do consumo em 2035, representando as fontes de energia variáveis - eólica, solar e fotovoltaica - 45% dessa expansão. O carvão será o principal combustível fóssil, com um crescimento significativo nos países não OCDE. O gás natural apresenta o maior crescimento em termos absolutos, crescendo em todas as regiões. Globalmente a percentagem de fontes de energia renováveis na produção de eletricidade deverá ultrapassar 30% em 2035, à frente do gás natural mas sem atingir a quota do carvão. A energia nuclear, apesar de a taxa de construção de novas centrais diminuir devido a restrições regulamentares, mantém a quota de produção global em cerca de 12% em termos globais (devido à expansão em países como China, Coreia, Índia e Rússia).

Neste período, a AIE estima que o setor elétrico exigirá um investimento mundial de cerca
de 17 biliões de dólares, sendo mais de 40% deste investimento dedicado às redes de transporte e distribuição de eletricidade.

Apesar da introdução de algumas medidas políticas na área da eficiência energética em diversas regiões, ainda estamos longe de atingir o potencial. No Cenário Novas Políticas da AIE, dois terços das economias possíveis decorrentes das medidas de eficiência energética permanecem inalteradas, apontando para a necessidade de medidas para eliminar as barreiras
ao investimento neste domínio.

Procura e produção de eletricidade

Em 2013 o consumo de energia elétrica abastecido a partir da rede pública totalizou 49,2 TWh, crescendo 0,2% face ao ano anterior. Esta variação é nula considerando os efeitos da temperatura e número de dias úteis. No entanto houve uma recuperação dos consumos que ocorreu fundamentalmente na segunda metade do ano, dado que no final do primeiro semestre se verificava ainda uma queda de 1,7%. Após dois anos de contração, o consumo verificado em 2013 fica ainda a 5,8% do máximo histórico de 2010.

 

TWH CONSUMO VARIAÇÃO CORRIGIDO
2009 49.9 -1.4% -1.8%
2010 52.2 4.6% 3.3%
2011 50.5 -3.3% -2.3%
2012 49.1 -2.9% -3.6%
2013 49.2 0.2% 0.0%

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A potência máxima no sistema nacional ocorreu no dia 9 de dezembro, com 8.317 MW, cerca de 1.000 MW abaixo do máximo histórico registado em 2010. A potência instalada sofreu também uma redução em 2013 com a desclassificação da central a fuelóleo de Setúbal com 946 MW, que operou desde 1979. Com a desclassificação desta central, a produção térmica em grandes centrais ficou assegurada pelas duas centrais a carvão com 1.756 MW e pelas quatro centrais de ciclo combinado, a gás natural, com 3.829 MW. Na produção em regime especial, destaque-se o aumento de cerca de 180 MW nos parques eólicos e 60 MW em novas instalções fotovoltaicas.

Em 2013 verificaram-se condições particularmente favoráveis para a produção renovável com índices de produtibilidade de 1,17 nas centrais hidroelétricas e 1,18 nas centrais eólicas. No caso das eólicas, com 11 meses acima da media, tratou-se mesmo do regime mais favorável de sempre verificado no sistema nacional. Nestas condições, a produção de origem renovável atingiu 57% do consumo, face aos 37% do ano anterior, registados em condições hidrológicas muito desfavoráveis. As centrais hídricas abasteceram 27% do consumo enquanto as eólicas abasteceram 24%, as centrais a biomassa 5% e as fotovoltaicas 1%.

As centrais térmicas a carvão tiveram ainda uma participação próxima dos valores habituais, abastecendo 22% do consumo, mas as centrais de ciclo combinado a gás natural representaram apenas 3% do consumo enquanto a cogeração com combustível não renovável, quase integralmente a gás natural, representou 11%.

O saldo importador reduziu-se a 6% do consumo, verificando-se mesmo saldos exportadores nos períodos mais húmidos do ano.

Em 2013 entraram na rede de transporte 41,5 TWh, com um aumento de 1,2% face ao ano anterior. As perdas situaram-se em 728 GWh, correspondentes a 1,76% da energia entrada.

Procura e aprovisionamento do gás natural

Em 2013 a procura de gás natural totalizou 47,9 TWh, com uma redução de 4,6% face ao ano anterior. Trata-se do terceiro ano consecutivo de redução dos consumos, que acumula uma perda de 17% face ao máximo histórico atingido em 2010.

TWh Mercado Convencional Variação Mercado Elétrico Variação Consumo Total Variação
2009 29.5 4.7% 23.5 -7.3% 53.0 -1.0%
2010 35.5 20.5% 22.3 -5.1% 57.8 9.1%
2011 36.2 2.0% 21.3 -4.4% 57.5 -0.5%
2012 38.3 5.7% 11.9 -44.0% 50.2 -12.7%
2013 44.5 16.2% 3.4 -71.3% 47.9 4.6%

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Esta evolução dos consumos deveu-se à forte retração do mercado de produção de energia elétrica, correspondente às quatro grandes centrais de ciclo combinado que operam em regime ordinário, que caiu 71% face ao ano anterior. Este segmento de mercado correspondeu apenas a 7% do consumo total de gás, tratando-se do valor mais baixo desde 1998. A utilização da capacidade disponível deste parque de centrais reduziu-se a 4%, influenciada pela falta de competitividade face ao carvão e pelas condições excecionais verificadas tanto na produção hidráulica como na eólica.

No mercado convencional registou-se um forte crescimento de 16%, atingindo 44,5 TWh, o valor mais elevado de sempre. Este aumento deveu-se ao segmento dos clientes de alta pressão, com uma variação de 47% por efeito ainda das novas cogerações que entraram em funcionamento em 2012. No segmento de distribuição o consumo ficou em linha com o ano anterior, enquanto nos clientes abastecidos a partir de unidades autónomas de regaseificação se verificou um crescimento de 23% devido à entrada em serviço de novos pontos de abastecimento.

Em 2013 as interligações de Valença e Campo Maior asseguraram respetivamente 0,7% e 56,7% do aprovisionamento necessário para a satisfação da procura nacional, fundamentalmente com gás originário da Argélia, enquanto os restantes 42,6% foram provenientes do terminal de GNL de Sines e tiveram a Nigéria como origem dominante.