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Timestamp: 2019-12-13 02:18:44+00:00
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Cogeração - wikiglaw.fd.uc.pt
Andreia Catarina Rodrigues de Almeida [1]
2 II - JURISPRUDÊNCIA
3 III - LEGISLAÇÃO
4 IV - DOCUMENTOS
5 V - BIBLIOGRAFIA
6 Notas de fim
A cogeração surgiu no século XIX, nos EUA e também em alguns países da Europa (JUNIOR, 2004). Em 1882, entrou em funcionamento, na cidade de Nova Iorque, uma das primeiras centrais a utilizar o processo de cogeração. Esta central foi projectada por Thomas Edison e ficou conhecida como Pearl Street Station, produzia electricidade para iluminação pública e o vapor era direccionado para industrias e edifícios situados nas proximidades [2].
Ao longo do século XX, o desenvolvimento da cogeração verificou-se de forma mais acentuada nos países com um clima mais frio, onde a energia térmica se revelou um bem de primeira necessidade, por forma a proporcionar o bem-estar à população (JUNIOR, 2004), por isso a Dinamarca apresenta-se, hoje, como um exemplo a seguir na área da cogeração [3]. Nos Estados Unidos da América foi criada, nos anos 90, a Exempt Wholesale Generator (EWG), uma organização de produtores de energia, aberta a empresas cuja actividade principal não estava relacionada com aquele sector, e que tinha como finalidade promover diferentes formas de produção de energia, designadamente a Cogeração (SANTOS, 2010:42).
A cogeração chegou a Portugal nos anos 40, através do sector industrial, mas foi apenas nos anos 90 que se verificou um elevado crescimento de potência instalada e de energia produzida (Estudo do Potencial de Cogeração de elevada eficiência em Portugal, 2010 [4]). Actualmente, as políticas de eficiência energética, bem como as exigências para redução das emissões de CO2, potenciaram o desenvolvimento deste processo de produção de energia a nível mundial, mesmo naqueles países de clima quente ou tropical.
1. Cogeração/Trigeração
A cogeração é um processo no qual se verifica produção combinada e simultânea de energia térmica (calor, que servirá para aquecimento de água, aquecimento de espaços, vapor, etc.) e energia mecânica (normalmente convertida em energia eléctrica), a partir de uma única fonte de combustível, que pode ser esgotável ou renovável (biomassa, fuelóleo, gás natural, gás propano, resíduos industriais e urbanos), destinados a consumo próprio ou de terceiros (DGEG, 2010: 5 [5]).
Fig. 1 – Esquema de um processo de cogeração/trigeração (imagem extraída de CASTRO, 2009)
O calor poderá também ser convertido em frio, através do chiller de absorção, passando o processo a denominar-se trigeração (produção de calor, frio e electricidade). As unidades de trigeração, apesar de produzirem frio podem, no Inverno, funcionar como unidades de cogeração, produzindo apenas electricidade e aproveitando o calor que seria desperdiçado para a atmosfera. (Wu/Wang, 2006: 460). Importa ainda sublinhar que os sistemas de trigeração (produção de calor, frio, electricidade), mesmo nos países onde o clima se considera temperado (como é o caso de Portugal), revelam-se eficientes, na medida em que no Verão o calor gerado pode ser aproveitado e transformado em frio sendo utilizado nos sistemas de ar condicionado para arrefecimento das superfícies, designadamente comerciais, hoteleiras, hospitalares, bem como no arrefecimento de águas (CASTRO, 2009).
A nível internacional, o processo de cogeração é reconhecido pelas siglas CHP (Combined Heat and Power) ou CCHP (Combined Cooling, Heating and Power) consoante esteja em causa a produção de calor e electricidade ou a produção de frio, calor e electricidade, respectivamente.
2. O aproveitamento do calor útil
Em 2004, foi aprovada a Directiva n.º 2004/8/CE Parlamento Europeu e do Conselho, de 11 de Fevereiro [6], que constitui o primeiro diploma europeu sobre cogeração. De acordo com esta Directiva, o desenvolvimento da cogeração teria de se basear na procura de calor útil e na poupança de energia primária (energia primária é entendida como “recurso energético que se encontra disponível na natureza, designadamente petróleo, gás natural, energia hídrica, energia eólica, energia solar, biomassa - SANTOS, 2010). Ou seja, através do processo de cogeração pretende-se aproveitar o calor que é produzido, recuperando-o e utilizando-o para necessidades reais, para as quais seria sempre necessário recorrer a um processo de produção de energia. Considera-se calor útil, “por exemplo, o calor destinado ao aquecimento de processos ou espaços e/ou utilizado posteriormente para refrigeração, o distribuído a redes de climatização urbana e os gases de exaustão de um processo de cogeração utilizados para fins de aquecimento ou secagem directos” (EEGO, 2011: 9).
Assim, a elevada eficiência energética que caracteriza o sistema de cogeração deve-se ao facto de esta aproveitar a energia térmica que num sistema convencional seria libertada para a atmosfera (ORNL [7]). Para além disso, comparando um sistema convencional de produção de energia (produção separada de eletricidade e de calor) e um sistema de cogeração, concluímos que neste último o consumo de energia primária é muito menor.
Assim, se atentarmos nas características da cogeração, concluímos que a mesma se apresenta como um processo de optimização dos recursos energéticos primários, reduzindo o respectivo consumo e contribuindo, também, para uma diminuição dos gases poluentes, designadamente CO2, ou seja, para as metas estabelecidas pelo Protocolo de Quioto, assinado em Nova Iorque, em 29 de Abril de 1998 [8] (GÓIS, 2011).
Fig.2 - Comparação dos rendimentos de um sistema de cogeração e de um sistema convencional de produção separada de electricidade e calor (imagem extraída de CASTRO, 2009)
Em 2012, o Parlamento Europeu e o Conselho da União Europeia procederam à revogação da Directiva de 2004 através da aprovação da Directiva 2012/27/UE, de 25 de Outubro de 2012 [9], que entrou em vigor a 4 de Dezembro de 2012. Esta Directiva estabelece novas medidas, cujo propósito é alcançar a meta de 20% em matéria de eficiência energética até o ano de 2020. Os Estados Membros ficam obrigados a adoptar medidas e a definir estratégias com vista à utilização da energia de forma mais eficiente, desde a transformação da energia até ao seu consumo final, cujo resultado final deverá ser o mínimo consumo possível de recursos energéticos primários, bem como uma educação no consumidor final de energia. Esta Directiva prevê também normas destinadas a eliminar obstáculos no mercado da energia e a ultrapassar as falhas de mercado, que impedem a eficiência e o aprovisionamento da energia, fixando objectivos racionais indicativos.
A Directiva de 2012 focou-se, igualmente, na promoção da cogeração (artigos 14.º e 15.º da Directiva), obrigando os Estados Membros a enviarem até 31 de Dezembro de 2015 uma “avaliação exaustiva das potencialidades em matéria de aplicação da cogeração de elevada eficiência” (artigo 14.º, n.º 1). De acordo com este diploma, a cogeração é considerada de elevada eficiência quando se encontre preenchido um dos seguintes critérios: i) economia em 10% da energia primária comparativamente a processos de produção de energia eléctrica e térmica em separado; ii) economia de energia primária nos casos de microcogeração e unidades de pequena dimensão. No caso de a avaliação concluir que existem benefícios que excedem os custos e que as potencialidades do processo de cogeração são elevadas, cada Estado Membro deverá adoptar medidas com vista ao desenvolvimento das infra-estruturas necessárias para a instalação das unidades de cogeração. Como forma de assegurar que a energia produzida teve origem em cogeração de elevada eficiência são emitidas garantias de origem, permitindo aos seus produtores retirar vantagens, designadamente na venda da energia a terceiros (Anexo X da Directiva).
Encontram-se abrangidas pela Directiva de 2012 as seguintes tecnologias de cogeração (Parte II do Anexo I da Directiva): i) turbinas de gás em ciclo combinado com recuperação de calor; ii) turbinas a vapor de contrapressão; iii) turbinas de condensação com extracção de vapor; iv) turbinas de gás com recuperação de calor; v) motores de combustão interna; vi) microturbinas; vii) motores Stirling; viii) pilhas de combustível; ix) motores a vapor; x) ciclos orgânicos de Rankine; xi) bem como qualquer outro tipo de tecnologia ou combinação de tecnologias que possa ser considerada cogeração.
Em virtude da dupla produção de energia, visto que agrega em si mesma a capacidade de produzir energia eléctrica e energia térmica utilizando o mesmo combustível, o que promove uma redução dos encargos suportados e do impacto ambiental, a instalação de sistemas de cogeração começa a ser uma realidade que podemos encontrar em hotéis, centros hospitalares, centros comerciais, pavilhões desportivos ou piscinas. Nos edifícios as potências instaladas são baixas a médias (100kW – 10MW), é o caso dos hotéis, hospitais, centros comerciais, pavilhões desportivos e piscinas. As aplicações industriais são de média escala (~5-10MW) (papel, têxteis, alimentação e madeiras) ou grande escala (10-50MW) (celulose, refinarias e indústria química). Nas instalações de cogeração de maior escala utilizam-se combustíveis próprios (subprodutos) das indústrias. A cogeração de grande escala é também utilizada em países nórdicos para a produção centralizada de calor distribuído pelas habitações, como é o caso da Dinamarca. Existe ainda o conceito de micro-cogeração a implementar a nível de residências familiares utilizando pilhas de combustível (~5kW) (AZEVEDO, 2000/2001).
A instalação de unidades de cogeração requer um elevado investimento financeiro, pelo que a promoção, a informação e o conhecimento são factores relevantes e importantes para o fomento e desenvolvimento da cogeração. Através da Directiva 2006/32/CE do Parlamento Europeu e do Conselho, de 5 de Abril de 2006 - Directiva Europeia relativa à Eficiência na Utilização Final de Energia e aos Serviços Energéticos [10] - procede-se à regulamentação das denominadas ESCO (Energy Service Companies). Esta Directiva foi igualmente revogada em 2012, pela Directiva 2012/27/CE, no entanto os princípios que constavam da Directiva de 2006 foram mantidos. As ESCO são empresas direccionadas para o desenvolvimento, projecção e financiamento de projectos de eficiência energética, tendo a seu cargo a instalação e manutenção de equipamentos, assim como as medições e verificação das poupanças obtidas. Com a regulamentação das ESCO visa-se a promoção da eficiência energética e a segurança de obtenção de resultados. Estas empresas auxiliam os investidores/beneficiários na altura de escolher a melhor forma de obter poupança energética, aplicando medidas e propondo serviços energéticos, tendo em conta o resultado final, bem como ajudam a ultrapassar as restrições financeiras associadas à implementação destas medidas. De acordo com o relatório do Joint Research Centre - Institute for Energy "Energy Services Companies Market in Europe - Status Report 2010" [11], temos assistido a um crescimento lento, em virtude da crise financeira e da recessão económica, apesar de o enquadramento legislativo com vista à eficiência energética, os incentivos financeiros para a reabilitação e modernização do parque edificado privado e uma crescente actividade nessa área também no sector público, sejam factores que fazem prever um desenvolvimento acentuado do mercado a curto prazo. As ESCO são muito importantes no mercado da cogeração, atendendo ao elevado investimento financeiro necessário. Assim, apresentam como principais vantagens: i) não haver necessidade de investimento inicial por parte do beneficiário; ii) grande variedade de serviços disponibilizados (concepção, financiamento, instalação, manutenção, operação); iii) resultados garantidos; iv) partilha de riscos técnicos e financeiros; v) medidas e projectos personalizados; utilização de pequenas equipas de trabalho, facilitando o contacto e a confiança entre as partes (TELMO SANTOS, 2010: 105).
Apesar do papel que as ESCO podem ter neste mercado, o potencial de evolução da cogeração em cada país depende de variadas circunstâncias, designadamente, das necessidades de frio, de calor, de electricidade, das políticas de incentivo, da economia, de factores que poderão incentivar, ou não, o desenvolvimento desta potencialidade energética.
Segundo os autores (GÓIS, 2011), o sistema da cogeração apresenta diversas vantagens, tais como: i) redução da factura de energia eléctrica; ii) redução do consumo de energia primária; iii) utilização de vários tipos de combustíveis renováveis, como a biomassa, fuelóleo, gás natural, desperdícios industriais, lixo agrícola; iv) descentralização da produção de energia.
A cogeração está projectada para satisfazer as necessidades dos próprios produtores e ainda dos consumidores locais, com elevada eficiência, e com menores perdas no sistema de transporte e distribuição de energia, traduzindo-se em maior segurança no abastecimento geral e local. A produção local de energia, através da cogeração, apresenta menos falhas no abastecimento de electricidade e/ou calor aos consumidores, um resultado que associa diversas vantagens (COGEN PORTUGAL, 2009): i) o aproveitamento do calor, na medida em que aquele não é libertado para a atmosfera; ii) a preservação do meio ambiente; iii) a redução da importação de combustíveis devido ao aproveitamento de fontes de energia endógenas; iv) a utilização mais eficiente dos combustíveis; v) os produtores de energia no sistema de cogeração têm a possibilidade de vender os seus excedentes de electricidade a terceiros; vi) contribui para a preservação das reservas de energias não renováveis.
Todavia, o sistema de cogeração também apresenta desvantagens, como é o caso: i) dos custos elevados associados à sua instalação (custos de projecto, custos de licenciamento, custos de equipamento) e manutenção; e ii) a dificuldade de transporte da energia térmica.
O desenvolvimento e promoção das unidades de produção de cogeração dependem dos incentivos financeiros por parte dos Estados, que são fundamentais devido ao elevado investimento financeiro (são sistemas de capital intensivo) e ao elevado custo de manutenção.
4. Sistemas de cogeração Existem diversos sistemas de cogeração
4.1. Ciclo superior (“topping cycle”)
Fig. 3 – fonte: Center of Sustainable Energy
Neste sistema, o combustível é usado primeiro para produção de electricidade ou energia mecânica em turbinas ou motores a gás e o calor rejeitado é depois recuperado para o sistema térmico. O grupos propulsores e tecnologias utilizados num ciclo superior são motores alternativos (ciclo Diesel e ciclo Otto), turbina a gás (ciclo Joule/Brayton), ciclo combinado (turbinas a gás e turbinas a vapor), geradores de vapor e turbinas de contrapressão (DIAS GÓIS, 2011).
4.2. Ciclo inferior (“bottoming cycle”)
Fig. 4 – fonte: Center of Sustainable Energy
Neste sistema de cogeração, o calor recuperado é utilizado na produção de energia eléctrica, são os casos das caldeiras de recuperação e das turbinas de vapor (ciclos de Rankine).
5. Tipos de tecnologia de cogeração
As tecnologias utilizadas no sistema de cogeração dependem do tipo de máquina térmica utilizada: motores alternativos (de explosão – ciclo Otto ou de compressão interna – ciclo Diesel) ou turbinas (a gás ou a vapor), microturbinas e pilhas de combustível (CASTRO, 2009: 6).
5.1. Turbinas a gás
As turbinas a gás são altamente fiáveis e têm grande variedade de potência, podendo ser utilizados diferentes tipos de combustíveis, por exemplo, gás natural, propano, biogás e fuelóleo, com baixo custo de manutenção. Nas turbinas a gás o calor é subproduto da geração de energia eléctrica.
Uma das suas principais características é a baixa emissão de efeitos de gases de estufa, que se deve ao facto de esta queimar combustíveis gasosos, que têm baixa emissão de NOx e CO2. Contudo, o sistema de cogeração a turbinas a gás também apresenta desvantagens, por exemplo, quando sujeita a elevadas temperaturas a sua eficiência e potência diminuem. Para além desta, a turbina a gás tem uma eficiência em carga parcial baixa devido à diminuição da temperatura de combustão e as elevadas temperaturas dos gases de escape levam à necessidade de aquisição de materiais standards de elevado custo (WANG / WU, 2006).
5.2. Turbinas a vapor
Nas turbinas a vapor a energia produzida numa caldeira é transferida para a turbina através de vapor de alta pressão accionando a própria turbina e o gerador de electricidade. Dada esta separação de funções é possível que as turbinas a vapor operem com uma grande variedade de combustíveis: gás natural; madeira; carvão. No caso das turbinas a vapor, a electricidade surge como um subproduto da geração de calor. Este tipo de tecnologia tem um elevado tempo de vida e dado o seu amplo intervalo de potências poderá ser aplicada tanto em pequenas aplicações como em grandes indústrias.
Contudo, também apresenta desvantagens, por exemplo, a dificuldade de controlo de emissões de gases de efeito de estufa dos combustíveis queimados na caldeira e uma elevada relação potência térmica e eléctrica. Para além disso, as turbinas a vapor têm um arranque lento, e um elevado custo associado à aquisição do equipamento completo (WANG/WU, 2006).
5.3. Motores alternativos
Existem diversos modelos de motores alternativos, mas os mais recorrentes são os motores de explosão (ignição por faísca), nos quais são utilizados como combustível gás natural, propano ou gasolina e de ignição por compressão, que utilizam gasóleo (CASTRO, 2009: 14).
Uma forma de classificar os motores baseia-se no ciclo de funcionamento usado por estes. O motor de ignição por faísca funciona segundo o ciclo Otto e usa uma mistura de ar e combustível que é comprimida na câmara de combustão, dando-se a ignição por faísca. Por sua vez, o motor de ignição por compressão baseia-se no ciclo Diesel e nestes apenas o ar é comprimido no cilindro sendo o combustível injectado no final do curso de compressão e inflamado espontaneamente devido à alta temperatura de ar comprimido.
Quanto aos combustíveis utilizados, os motores de ignição por faísca utilizam, geralmente, o gás natural, mas podem igualmente funcionar com biogás ou propano. Ao passo que o motor de ignição por compressão usa diesel, fuelóleo ou outros produtos petrolíferos.
Os motores alternativos para além de um arranque rápido e boa fiabilidade têm uma alta eficiência em carga parcial.
Os motores alternativos apresentam desvantagens como a alta vibração e ruído, elevados custos de manutenção ou até dificuldade de utilização de calor a várias temperaturas, sendo mesmo limitado a cogeração a baixas temperaturas. Nestes, o calor é usado para água quente e vapor de baixa pressão e é proveniente dos gases de escape e sistemas de refrigeração e lubrificação.
A acrescer, os motores alternativos são responsáveis por uma emissão de gases de efeito de estufa relativamente elevada, principalmente proveniente dos motores de ignição por compressão, estando estes a entrar em desuso. (WANG / WU, 2006).
5.4. Microturbinas
O modo operacional das microturbinas assemelha-se ao das turbinas a gás, distinguindo-se pela dimensão, enquanto que as microturbinas se situam na gama 30 – 300 kW, as turbinas a gás ocupam o campo desde 0,5 a 250 MW (CASTRO, 2009: 22).
As microturbinas utilizam uma grande variedade de combustíveis, desde gás natural a combustíveis líquidos, como a gasolina, o querosene e o óleo diesel.
5.5. Pilhas de combustível
As pilhas de células de combustível são máquinas electroquímicas, produzem electricidade e calor convertendo energia química (hidrogénio e oxigénio) em potência eléctrica sem movimento rotativo, nem combustão.
Existem diferentes tipos de pilhas, consoante as necessidades de calor: PEMFC – Pilha de combustível de electrólito de membrana polimérica (Proton Exchange Membrane ou Polymer Electrolyte Membrane Fuel Cell), 65–85ºC; PAFC – Pilha de combustível de ácido fosfórico (Phosphoric Acid Fuel Cell), 190–210º; CAFC – Pilha de combustível alcalina (Alkaline Fuel Cell), 90–260ºC; MCFC – Pilha de combustível de carbonato fundido (Molten Carbonate Fuel Cell), 650–700ºC; SOFC – Pilha de combustível de óxido sólido (Solid Oxide Fuel Cell), 750–1000ºC (Catalogue of CHP Technologies, [12]).
Apesar de o hidrogénio ser obtido através de gás natural, propano ou metanol, o processo electroquímico permite que não sejam produzidos gases nocivos, não prejudicando o meio ambiente, pois o combustível não é queimado. Outras das vantagens associadas a esta tecnologia é o facto de permitir aumentar ou diminuir a potência de operação, serem simples de instalar e terem flexibilidade de fontes na alimentação (combustíveis fósseis: petróleo, óleo, gás natural; hidrogénio puro produzido por electrólise; energia vinda de fontes renováveis como sol, o vento, a água; a biomassa).
Nos locais onde a rede eléctrica é inexistente, as pilhas de combustível apresentam-se como uma alternativa à produção de energia eléctrica e calor, designadamente para aquecimento de água.
No entanto, também esta tecnologia apresenta desvantagens, designadamente o custo associado à sua implementação e a sua durabilidade incerta são factores dissuasivos.
6. A regulação da cogeração no sistema jurídico português
Em 1988 é publicado, em Portugal, o primeiro diploma que faz referência à produção de energia a partir do processo de cogeração – n.º 2 do artigo 1.º do Decreto-Lei n.º 189/88, de 27 de Maio [13]. Este diploma passa a reunir toda a legislação referente à produção de energia em pequena escala.
O “pacote legislativo de 95” (SUZANA TAVARES DA SILVA, 2002:85) integrou um conjunto de diplomas que dividiu os produtores de energia em produtores de energias renováveis e produtores de energia através de processos de cogeração, passando a produção combinada de calor e eletricidade a estar regulamentada de forma autónoma no Decreto-Lei n.º 186/95, de 27 de Julho [14].
A evolução tecnológica e a transformação das políticas energéticas e ambientais impuseram a alteração do quadro normativo regulamentador da actividade de cogeração. Assim, em 1999 é publicado o Decreto-Lei n.º 538/99, de 13 de Dezembro [15], que revoga o Decreto-Lei n.º 186/95, de 27 de julho. Este diploma vem introduzir grandes alterações ao quadro normativo até então em vigor, designadamente: i) alteração do tarifário aplicável (o tarifário aplicável veio a ser aprovado pela Portaria n.º 525/2001, de 25 de Maio de 2001 [16]); ii) alargamento das situações em que é autorizado o fornecimento a terceiros da energia eléctrica produzida; iii) maior transparência dos procedimentos para atribuição de pontos de interligação; iv) alteração das regras para definição de potência máxima das ligações. O Decreto-Lei nº 538/99 viria, por seu turno, a ser alterado, em 2001, com a publicação do Decreto-Lei nº 313/2001, de 10 de Dezembro [17]. As alterações promovidas por este diploma legal respeitavam essencialmente as recomendações da União Europeia relativas às condições de exploração e tarifários de atividade de produção combinada de calor e eletricidade. Assim, a operacionalização do processo de remuneração foi consubstanciada através das seguintes Portarias: i) Portaria n.º 57/2002, de 15 de Janeiro – [18], que estabelece a remuneração pelo fornecimento da energia entregue à rede, cuja potência de ligação seja superior a 10 MW, utilizando como combustível gás natural, GPL ou combustíveis líquidos, com excepção do fuelóleo; ii) Portaria n.º 58/2002, de 15 de Janeiro- [19], que estabelece a remuneração pelo fornecimento da energia entregue à rede, cuja potência de ligação seja inferior ou igual a 10 MW, utilizando como combustível gás natural, GPL ou combustíveis líquidos, com excepção do fuelóleo; iii) Portaria n.º 59/2002, de 15 de Janeiro – [20], que estabelece a remuneração pelo fornecimento da energia entregue à rede, utilizando como combustível fuelóleo, independentemente da potência da ligação; iv) Portaria n.º 60/2002, de 15 de Janeiro – [21] (actualizada através da Portaria nº 440/2004, de 30 de Abril [22]), que estabelece o tarifário aplicável a instalações de cogeração que utilizam como energia primária 50% de recursos renováveis ou resíduos industriais, agrícolas ou urbanos, independentemente da potencia da ligação.
A já mencionada Directiva n.º 2004/8/CE Parlamento Europeu e do Conselho, de 11 de Fevereiro, foi transposta para o ordenamento jurídico português pelo Decreto-Lei n.º 23/2010 de 25 de Março (que revogou o Decreto-Lei n.º 538/99, de 13 de Dezembro), no qual se destacavam o aumento da eficiência energética e poupança de energia primária. Este diploma sofreu, entretanto, duas alterações: i) a primeira em 23 de Agosto, na sequência de um processo de apreciação parlamentar, que culminou com a aprovação da Lei n.º 19/2010; e ii) a segunda, em 2015, com a aprovação do Decreto-lei n.º 68-A/2015, de 30 de Abril, que transpôs para o ordenamento jurídico português a Directiva 2012/27/UE. Em 2015, por ocasião desta segunda modificação, o Decreto-Lei n.º 23/2010 é republicado, sendo este o regime jurídico da cogeração presentemente em vigor (na redacção do diploma em vigor deve atentar-se na Declaração de Rectificação n.º 30-A/2015, de 26 de Junho).
De acordo com a lei, a cogeração em Portugal pode ser classificada como cogeração de elevada eficiência energética ou cogeração eficiente, consoante se registe, ou não, uma poupança de energia primária de, pelo menos, 10% relativamente à produção separada de electricidade e calor. São ainda consideradas de elevada eficiência energética a cogeração de pequena dimensão (instalação de cogeração com uma potência instalada inferior a 1 MW) e a microgeração (a cogeração de pequena dimensão cuja potência instalada máxima seja inferior a 50 kW), de que resulte uma poupança de energia primária.
As tecnologias de cogeração a que se aplica o Decreto-Lei n.º 23/2010, previstas no Anexo I, são aquelas que se encontram elencadas na Directiva de 2012, podendo ainda somar-se a este leque qualquer outro tipo de tecnologia ou combinação de tecnologias que corresponda ao conceito de cogeração, a estabelecer mediante despacho do Director-Geral de Energia e Geologia.
Os cogeradores deverão solicitar à Entidade Emissora de Garantia de Origem (EEGO) as garantias de origem, no caso da cogeração de elevada eficiência – artigo 21.º do Decreto-Lei n.º 23/2010 - (atestam que a produção de energia é realizada de acordo com as regras da cogeração de elevada eficiência) ou os certificado de origem, no caso da cogeração eficiente – artigo 22.º do Decreto-Lei n.º 23/2010 - (atestam que a produção de energia tem lugar em regime de cogeração eficiente), para que possam beneficiar da modalidade especial do regime remuneratório (alínea b) do n.º 1 do artigo 4.º do Decreto-Lei n.º 23/2010).
A modalidade especial de remuneração só se aplica aos cogeradores cujas instalações preencham cumulativamente os seguintes requisitos: i) potência de injecção na rede igual ou inferior a 20 MW e ii) o título de controlo prévio da cogeração tenha sido obtido após prévia atribuição de potência de injecção na rede eléctrica do serviço público. Neste caso, o cogerador vende a energia térmica produzida directamente ao Cliente, segundo o preço acordado entre eles, e a energia eléctrica é vendida ao comercializador de último recurso (CUR) pelo preço da tarifa de referência. A este valor podem acrescer os dos prémios de elevada eficiência e os de energia renovável previstos na Portaria n.º 140/2012, de 14 de Maio, alterada pela Portaria n.º 325-A/2012, de 16 de Outubro. Esta modalidade especial de remuneração vigora durante o prazo máximo de 120 meses (10 anos), podendo ser prorrogada uma única vez, pelo prazo de 60 meses (5 anos), desde que se verifique a poupança de energia primária.
Já a modalidade geral de remuneração (alínea a) do n.º 1 do artigo 4.º e 4.º-B) é aplicável às cogerações com potência de injecção na rede igual ou inferior a 20 MW, que operem em modo de autoconsumo de electricidade. Considera-se cogeração em modo de autoconsumo quando a energia eléctrica produzida é utilizada nos serviços auxiliares e abastece uma unidade de utilização associada, sendo a energia térmica destinada a consumo do próprio cogerador ou fornecida a terceiros. Neste caso, a energia eléctrica não consumida é entregue ao CUR, ou seja, apenas a energia eléctrica não consumida é vendida a terceiro (submodalidade A). A modalidade geral de remuneração aplica-se, igualmente, a cogerações que actuem em regime de venda total ou parcial de electricidade produzida em mercados organizados ou através de contratos bilaterais (submodalidade B). Em qualquer das submodalidades, desde que a energia produzida através da unidade de cogeração seja destinada a autoconsumo ou a utilização de instalações associadas, que se encontrem ligadas à Rede Eléctrica de Serviço Público, têm direito a uma compensação mensal durante 10 anos após a obtenção do título de exploração.
O apoio financeiro à cogeração é fundamental para a sua penetração no mercado. Em 2012, uma das imposições que figurava no Programa de Assistência Económica e Financeira era a redução das tarifas remuneratórias da electricidade produzida em cogeração. A implementação desta medida teve como consequência, segundo a COGEN Portugal, o encerramento de mais de 40 unidades de produção de cogeração desde 2013 [23].
Para além da remuneração auferida com a venda ao CUR da energia produzida, o cogerador também poderá beneficiar dos apoios concedidos pelo Fundo de Eficiência Energética. Este Fundo foi criado pelo Decreto-Lei n.º 50/2010, de 20 de Maio e é um instrumento financeiro que visa incentivar a eficiência energética, por parte dos cidadãos e das empresas, apoiar projectos de eficiência energética e promover a alteração de comportamentos neste domínio. Através de procedimentos concursais, o Fundo apoia projectos que contribuam para a redução do consumo final de energia de modo energeticamente eficiente e optimizado, nas áreas dos transportes, residencial e serviços, indústria e serviços públicos.
O procedimento de licenciamento das unidades de produção de cogeração encontra-se previsto nos artigos 13.º a 16.º do Decreto-Lei n.º 23/2010 e na Portaria n.º 121/2013, de 27 de Março [24]. Este procedimento é desencadeado pelo requerente, por via electrónica, através do balcão único electrónico criado pela Portaria n.º 121/2013. O pedido de licenciamento deve ser dirigido à Direção Geral de Energia e Geologia instruído de todos os elementos elencados no n.º 2 do artigo 14.º do Decreto-Lei n.º 23/2010. No caso de a instalação da unidade de cogeração implicar a realização de operação urbanística sujeita a controlo prévio nos termos do Decreto-Lei n.º 555/99, de 16 de Dezembro [25], não poderá ser emitido alvará de licença ou apresentada a comunicação prévia antes de ser emitida a licença de produção em cogeração. O pedido de licenciamento é avaliado pela DGEG, que determina a conformidade de todos os elementos com o n.º 2 do artigo 14.º do Decreto-Lei n.º 23/2010, notificando o requerente para juntar no prazo máximo de 10 dias os elementos eventualmente em falta ou desconformes. Finda a fase de avaliação, é proferida decisão no prazo máximo de 30 dias. Sendo deferido o pedido de licenciamento, o requerente tem 36 meses para dar início à exploração da unidade de cogeração, podendo este prazo ser prorrogado por dois períodos de 12 meses, caso a impossibilidade de cumprimento daquele prazo não lhe seja imputável. A licença caduca findo este prazo sem que tenha sido dado início à exploração.
Para além do apoio financeiro, a cogeração carece ainda de apoio técnico e por isso as ESCO assumem especial importância entre nós neste sector. De acordo com o já mencionado relatório do JRC "Energy Services Companies Market in Europe - Status Report 2010"[26], o mercado português de eficiência energética e respectivas tecnologias renováveis começaram a ganhar expressão em 2008, com a introdução de medidas e incentivos por parte do Governo. A maioria das ESCO portuguesas são pequenas empresas ou subsidiárias de grandes empresas nacionais ou multinacionais. Até 2009, segundo o relatório do JRC, o mercado das ESCO em Portugal centrava-se sobretudo em projectos no sector industrial, no qual os projectos de eficiência energética são obrigatórios para consumos superiores a 500 TOE [1]. A cogeração é, por isso, uma das medidas mais utilizadas e o target das ESCO portuguesas.
Ainda no contexto do apoio técnico aos cogeradores, vale a pena destacar o papel da GOGEN Portugal – Associação Portuguesa para a Eficiência Energética e Promoção da Cogeração [27]. Uma associação que promove a utilização de sistemas de eficiência energética através da instalação de unidades de cogeração, independentemente da fonte de energia primária utilizada. Em 2009, esta Associação apresentou o projecto DEEC – Dinamização da Eficiência Energética e da Cogeração, aprovado no âmbito do Sistema de Apoio a Acções Colectivas (SIAC). Este projecto, com a duração de 10 meses (de Janeiro a Novembro de 2009), teve como objectivo a promoção da cogeração como a tecnologia mais eficiente na produção de energia eléctrica. A acção envolveu um investimento elegível de 99 mil euros, correspondendo a um incentivo FEDER de 69 mil euros. Através deste projecto, a COGEN promoveu diversos workshops, acções de formação, elaborou o Manual de Apoio ao Cogerador [28] e criou o Simulador do Cogerador (permite simular a tarifa de venda de energia eléctrica à rede [29]).
6.1. Um caso nacional de sucesso
A empresa Primores do Oeste, que pertence ao Grupo Linos, situada em Torres Vedras, inaugurou em Junho de 2013 a maior produção agrícola movida a cogeração, que utiliza como combustível o gás natural. Um investimento que teve um custo de 25 milhões de euros. Apesar do elevado investimento inicial, o projecto é rentável em razão das inúmeras vantagens que lhe estão associadas: i) produção fora dos ciclos normais e produção todo o ano; ii) auto-suficiência (ou seja, não é necessário o recurso a importações); iii) maior produção; iv) aumento dos postos de trabalho; v) maior rendimento. Para além do desenvolvimento económico, este projecto assegurou a empregabilidade de 125 pessoas (número que duplicar na altura do Verão), contribuindo também para o desenvolvimento social.
A central de gás natural instalada na exploração produz electricidade, energia térmica e gases com efeito estufa, como o dióxido de carbono. Os dois últimos são aproveitados e libertados para as estufas, dotadas de tecnologia que permite controlar a temperatura interior, para fazer crescer as culturas.
De acordo com a entrevista dada à Agência Lusa em Março de 2015 [30], o administrador da empresa, Lino Santos, afirma que a unidade de cogeração permitiu à empresa deixar de importar 7 mil toneladas de hortícolas, reduzindo assim os custos nas importações. O negócio, no plano do mercado nacional, permite a venda de produtos escassos em determinadas alturas do ano a preços mais atractivos. A empresa pretende continuar a investir na cogeração com o objectivo de duplicar as áreas de produção aquecidas.
7. O fenómeno da Dinamarca [31]
O desenvolvimento da Dinamarca na área da eficiência energética deveu-se essencialmente à crise do petróleo de 1973 conjugado com o facto de o consumo de energia por habitante ser demasiado elevado naquela data. Com a referida crise, a Dinamarca viu-se obrigada a procurar novas soluções energéticas para as necessidades reais da sua população, numa altura em que 100% dos recursos fósseis utilizados na produção de energia eram importados (District Heating, Danish Experiences [32]).
A Dinamarca aproveitou a crise do petróleo e revolucionou a área da eficiência energética. O Governo apostou na reformulação dos processos de produção de energia e na diversificação dos combustíveis utilizados, tendo a biomassa assumido um papel muito importante nesta transformação.
A aposta da Dinamarca foi dirigida à produção descentralizada e combinada de calor e de electricidade, aplicada a sistemas de aquecimento centralizado (District Heating and Cooling - DHC). O que se pretende com este processo é a criação de uma rede entre todos os edifícios, através da qual é distribuída água quente ou vapor para o aquecimento de espaços, conseguindo uma fonte de produção única e centralizada, que optimiza os recursos energéticos primários, se possível, de carácter local. Para este processo são utilizadas unidades de cogeração, onde o calor recuperado é depois distribuído pela população dependendo das suas necessidades, sejam edifícios residenciais, edifícios de serviços, comércio ou industria.
Este desenvolvimento ao nível da eficiência energética na Dinamarca só foi possível devido às características que o país apresenta [33]. Para além disso, foi concebida uma política global para a implementação do modelo, assente em medidas como: i) o apoio das autoridades centrais e dos municípios ao nível do planeamento das cidades para distribuição da energia ao menor custo de instalação e manutenção, bem como ao menor custo para o consumidor; ii) incentivos para os consumidores aderirem às redes de aquecimento urbano; iii) proibição de aquecimento eléctrico em edifícios novos; iv) elevada tributação dos combustíveis fósseis para o aquecimento; v) atribuição de subsídios ao investimento para reabilitação das redes; vi) atribuição de subsídios aos consumidores para instalarem aquecimento central. Por outro lado, as empresas de aquecimento são propriedade dos próprios consumidores, directa ou indirectamente, através da constituição de cooperativas de consumo ou de empresas municipais com eleição pública dos órgãos do conselho de administração, o que confere benefícios aos consumidores: o lucro é distribuído pelos consumidores ou transferido para o ano seguinte por forma a reduzir o preço da energia, os consumidores mostram-se mais motivados a pagar as facturas, os preços e os orçamentos são de conhecimento do consumidor, promovendo-se assim uma política de transparência. Ao nível do financiamento destes sistemas a Dinamarca não apresenta problemas, uma vez que as entidades bancárias competem entre si para apresentarem as melhores condições de financiamento. Para esta situação contribuem: i) a política energética nacional estável; ii) o facto de os municípios e as cooperativas de consumo garantirem o pagamento da dívida; iii) obrigação de os consumidores permanecer na rede e pagarem, pelo menos, as tarifas fixas; iv) a avançada tecnologia que assegura a durabilidade das redes; e v) a assessoria de consultores na implementação dos projectos. Outras das características deste modelo dinamarquês é a adaptação das redes às necessidades do local: número de habitantes, número de empresas e serviços públicos. A existência de acumuladores de calor por cada sistema de aquecimento urbano permite uma gestão optimizada na distribuição do calor em função das necessidades.
Os números actuais são reveladores do sucesso: 63% da população da Dinamarca está ligada ao sistema de aquecimento urbano não poluente e energeticamente eficiente[34]. A capital da Dinamarca, Copenhaga, apresenta-se como a maior superfície do mundo (são 50 milhões de m2 de área útil) que é assistida por sistema de aquecimento urbano, o qual funciona a partir de centrais de cogeração e incineradoras de resíduos.
II - JURISPRUDÊNCIA
1. Acórdão do TJUE, de 26 de Setembro de 2013 - Processo C 195/12 (Industrie du bois de Vielsalm & Cie (IBV) SA contra Région wallonne) [35] A questão principal consistia em saber se o regime regional de apoio à atribuição de certificados verdes às instalações de cogeração poderia discriminar os produtores em função da energia renovável utilizada, atribuindo um maior número de certificados verdes a quem utilizasse formas de biomassa diferentes das provenientes da madeira e de resíduos de madeira.
Neste acórdão foram apreciadas duas questões essenciais: i) primeira, prendia-se com a interpretação do artigo 7.º da Directiva 2004/8/CE, onde se estipulava o regime de apoio dos Estados Membros à cogeração – o TJUE entendeu que este preceito legal se aplicava a qualquer instalação de cogeração e não apenas às instalações de cogeração classificadas de elevada eficiência; ii) a segunda questão contendia coma a interpretação daquele artigo 7.º, conjugado com os artigos 2.º e 4.º da Directiva 2001/77/CE e com o artigo 22.º da Directiva 2009/28/CE, à luz do principio da igualdade de tratamento e da não discriminação consagrada nos artigos 20.º e 21.º da Carta dos Direitos Fundamentais (no essencial, saber se o referido artigo 7.º devia ser interpretado no sentido de impor, permitir ou proibir uma medida de apoio complementar como a que estava em causa, na medida em que a mesma fosse acessível a todas as instalações de cogeração que transformassem principalmente biomassa, com exclusão das instalações de cogeração que transformassem principalmente madeira e resíduos de madeira) – o TJUE entendeu que o princípio da igualdade de tratamento e da não discriminação não se opunha a que os regimes nacionais estipulassem uma medida de apoio reforçado para beneficiar todas as instalações de cogeração que transformassem principalmente biomassa (com exclusão das instalações que transformassem principalmente madeira e outros resíduos de madeira).
2. Acórdão do TJUE de 11 de setembro de 2008 – Processo n.º 251-C/2007 (Gävle Kraftvärme AB contra Länsstyrelsen i Gävleborgs län)[36] No âmbito deste caso, foi solicitado ao TJUE que se pronunciasse sobre duas questões prejudiciais: i) de acordo com a Directiva 2000/76/CE, quando uma central de cogeração é constituída por várias unidades (caldeiras), cada unidade deve ser apreciada como uma instalação ou como uma central termoeléctrica na sua totalidade?; ii) uma instalação construída para a incineração de resíduos mas que tem como objectivo principal a produção de energia deve, com base na interpretação da Diretiva 2000/76/CE, ser classificada como instalação de incineração ou como instalação de co incineração? Quanto à primeira questão colocada, o TJUE entendeu, de acordo com a redacção do artigo 3.°, n.os 4 e 5, que cada caldeira assim como os respectivos equipamentos que lhe estão associados constituem uma instalação independente. No que concerne à segunda questão, o tribunal esclareceu que, de acordo com o artigo 3.°, n.os 4 e 5, da Directiva 2000/76/CE, as instalações de co incineração distinguem-se das instalações de incineração em função do seu objetivo principal. Para tanto, as autoridades competentes deverão avaliar e concluir qual o volume da produção de energia ou de produtos materiais gerado pela instalação em causa relativamente à quantidade de resíduos incinerados nessa instalação, assim como a estabilidade ou o carácter continuado dessa produção.
3. Acórdão do Tribunal Central Administrativo do Sul (TCA do sul), de 08.04.2003, no âmbito do processo n.º 07101/02 [37] Neste acórdão são suscitadas várias questões importantes para solucionar o diferendo. Uma nota prévia de enquadramento do caso concreto em apreciação neste acórdão: a Fazenda pública apresentou recurso de uma decisão proferida pela 1.ª Secção do 1.º Juízo do Tribunal Tributário do Porto, que havia julgado parcialmente procedente uma impugnação judicial deduzida por um contribuinte. Em sede de recurso a Fazendo Pública defende que o Impugnante vendeu equipamentos associados a um projecto de instalação de uma unidade de cogeração ao seu cliente e para tanto emitiu um factura na qual consta o valor global do projecto, pelo que naquela data houve a transferência de propriedade dos bens, aplicando-se assim o preceituado na alínea a) do n.º 3 do artigo 18.º do Código do Imposto sobre o Rendimento das Pessoas Colectivas. Acrescenta ainda a Fazenda Pública que para efeitos de tributação o que releva é o ano em que são gerados os proveitos e não o ano em que esses proveitos são efectivamente recebidos, sendo por isso irrelevante o acordo celebrado entre o Impugnante e cliente, onde se previa que o preço dos bens e serviços disponibilizados seriam pagos ao longo dos anos, em função da economia realizada pelo cliente com os custos da energia. Por outro lado, defende, ainda, a Fazenda Pública, que quanto à liquidação dos juros compensatórios a sua fundamentação não é obrigatória uma vez que a mesma decorre da lei.
Primeiramente, coloca-se a questão de saber se a operação de transferência de equipamentos da Impugnante – empresa promotora de projectos de poupança dos custos de energia – para a sua cliente, englobada num projecto geral de implantação de uma instalação de cogeração, em que, para além dos equipamentos, estavam também incluídos outros serviços (nomeadamente, financiamento e acompanhamento da execução do projecto), mediante contrato segundo o qual preço a pagar durante cinco anos seria calcula de acordo com os resultados que efectivamente se obtivessem na poupança dos custos de energia, é uma operação de compra e venda ou de prestação de serviços. O TCA do Sul entendeu que está em causa um contrato de prestação de serviços, na medida em que não há qualquer venda por parte da impugnante, mas antes uma prestação de diversos serviços, designadamente serviço de financiamento do projecto e serviço de instalação e acompanhamento do projecto.
Outra questão que se coloca é saber se o preço a pagar pelo cliente ao impugnante deve ser considerado proveito no ano da transferência dos equipamentos ou ao longo dos anos em que tais prestações, de acordo com o estipulado, foram sendo pagas. Na verdade, no início da execução do projecto, a Impugnante emitiu uma factura do valor global do mesmo, na qual destacava que o pagamento iria ser realizado mensalmente. A particularidade deste contrato consiste em o Impugnante apenas receber o preço do projecto na medida em que se verifique uma poupança no custo da energia. Assim, ao longo da execução do contrato, pode o Impugnante receber esses proveitos ou não, dependendo da poupança verificada com os custos da energia. Deste modo, entendeu o TCA do Sul que, de acordo com a alínea b) do n.º 3 do artigo 18.º do Código do Imposto sobre o Rendimento das Pessoas Colectivas, onde se encontra hoje previsto o princípio da especialização dos exercícios (tributar o rendimento das empresas em cada um dos anos de exercício, devendo os proveitos e os custos serem reconhecidos quando incorridos ou obtidos, independentemente do seu recebimento ou pagamento), o preço do projecto a pagar ao longo dos anos da execução do projecto em função da economia realizada com os custos da energia, tal como determinado no contrato celebrado entre o Impugnante e o cliente, deve ser entendido como um proveito dos anos de exercícios em que o Impugnante teve direito a recebê-lo e não um proveito do exercício em que o Impugnante emitiu a factura e iniciou a execução do projecto.
Legislação europeia:
• Directiva n.º 2004/8/CE Parlamento Europeu e do Conselho, de 11 de Fevereiro [38]
• Directiva n.º 2012/27/UE Parlamento Europeu e do Conselho, de 25 de Outubro [39]
• Decreto-Lei n.º 23/2010, de 25 de Março - diploma que estabelece o regime jurídico e remuneratório aplicável à energia eléctrica e mecânica e de calor útil produzidos em cogeração, transpondo para a ordem jurídica interna a Directiva n.º 2004/8/CE, do Parlamento Europeu e do Conselho, de 11 de Fevereiro [40]. Alterado pela Lei n.º 19/2010, de 23 de Agosto [41]
• Decreto-Lei n.º 68-A/2015, de 30 de Abril (transposição da Directiva 2012/27/UE, de 25 de Outubro de 2012) [42]
• Declaração de rectificação n.º 30-A/2015 ([43])
• Portaria n.º 121/2013, de 27 de Março - regulamenta o procedimento dos pedidos, comunicações e notificações no âmbito do licenciamento da actividade de produção em cogeração [44]
• Portaria n.º 140/2012, de 14 de Maio [www.apren.pt/pt/legislacao/download.php?f=port...140_2012.pdf], alterada pela Portaria n.º 325-A/2012, de 16 de Outubro [www.apren.pt/pt/legislacao/download.php?f=portaria_325a_2012.pdf] - operacionalização do processo de remuneração
• Decreto-Lei n.º 50/2010, de 20 de Maio – Fundo de Eficiência Energética [45]
• BCG, O caminho para o desenvolvimento sustentado da Produção em Regime Especial em Portugal, Setembro de 2004 [46] (acesso em 17.12.2015)
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• COGEN PORTUGAL, 2009. “Manual de apoio ao Cogerador”. Associação Portuguesa para a Eficiência Energética e Promoção da Cogeração. [48] (acesso em 16.12.2015)
• DGEG – Estudo do Potencial de Cogeração de elevada eficiência em Portugal, Fevereiro 2010. [49] (acesso em 16.12.2015)
• District Heating, Danish Experiences, Danish Energy Agency [50] (acesso em 16.12.2015)
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↑ TOE - Tonne of Oil Equivalent é uma medida de energia. Esta medida corresponde à energia equivalente à queima de uma tonelada de petróleo bruto (mistura de hidrocarbonetos existentes em forma líquida em reservatórios naturais subterrâneos e que se mantêm líquidos à pressão atmosférica após passagem pela superfície separadora), sendo que uma tonelada de equivalente de petróleo (TPE), parâmetro utilizado em energias renováveis corresponde a 45.217 gigajoules.
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