O biometano representa uma oportunidade para Portugal descarbonizar a indústria, aproveitar recursos nacionais e depender menos de energia importada. Mas, para que essa oportunidade se torne realidade, é preciso resolver problemas ligados a regulação, financiamento e ligação à rede elétrica.
Em entrevista à Executive Digest, João Nuno Serra, presidente daAssociação dos Comercializadores de Energia no Mercado Liberalizado (ACEMEL) defende que o gás renovável deve ser usado onde traz mais benefícios — principalmente na indústria difícil de eletrificar — e que os apoios públicos devem focar-se primeiro na produção.
João Nuno Serra aborda ainda temas como a coordenação entre entidades licenciadoras, a continuidade do mercado regulado de gás e o futuro das grandes redes de energia, incluindo a possível entrada do Estado no capital da REN, questão em que defende que o mais relevante não é quem é acionista, mas sim se o modelo atual garante independência, transparência e igualdade de condições entre as diferentes soluções de investimento na rede.
A conclusão do presidente da ACEMEL é clara: a transição energética não depende só de tecnologia, mas também de regras previsíveis, mais concorrência e condições que incentivem o investimento.
Falamos muito de solar e eólico, mas a ACEMEL tem defendido que o biometano é a oportunidade que Portugal não pode mesmo desperdiçar. Por que razão este gás renovável é tão crítico para a nossa descarbonização e segurança energética neste momento?
O biometano é crítico porque responde a uma parte da transição energética para os quais o solar e o eólico não são a solução mais adequada. Há consumos, sobretudo industriais, que são difíceis de converter para eletricidade. Nesses casos, o biometano pode permitir uma redução efetiva de emissões, aproveitando recursos endógenos, como resíduos agrícolas, agroindustriais, urbanos, pecuários ou lamas de ETAR.
Pese embora o seu potencial de crescimento ainda se encontre em grande medida por explorar, o biometano não vai substituir integralmente o gás natural, nem deve ser tratado como uma solução universal. Deve ser usado onde tem maior valor económico e ambiental. Como costumo dizer, o biometano é demasiado valioso para ser utilizado onde existem alternativas mais eficientes. Daí a referência à sua utilização na indústria que não conseguimos eletrificar de forma simples ou competitiva. É aí que pode fazer uma diferença concreta para a descarbonização, a sustentabilidade pela utilização de recursos endógenos e, para a competitividade das empresas portuguesas.
E, mantendo-nos no mesmo tema, como podemos conciliar as metas climáticas de Portugal com a garantia e a segurança do nosso abastecimento de energia?
A segurança de abastecimento e a descarbonização não são objetivos incompatíveis. Pelo contrário, uma transição energética bem feita tem de garantir as duas coisas. Isso exige diversificação de fontes, investimento em redes, armazenamento, flexibilidade, eletrificação onde ela é eficiente e gases renováveis onde a eletrificação é mais difícil.
Portugal tem feito um percurso notável de diversificação de fontes de energia tirando partido das suas características endógenas. O sistema energético do futuro será mais descentralizado, mais renovável e mais complexo. Por isso, precisamos de usar todos os recursos renováveis disponíveis de forma racional, canalizando cada tecnologia para os usos em que é mais eficiente. No caso do biometano, isso significa valorizar a produção nacional e o contributo para a redução da dependência externa, tendo em consideração o seu peso no mix energético.
De que forma os comercializadores do mercado livre podem liderar a inovação e levar o biometano até aos consumidores?
Os comercializadores têm um papel essencial porque são quem está mais próximo dos consumidores, neste caso, e como referido, industriais. Conhecem as necessidades das empresas e da indústria, e podem transformar o biometano numa solução contratável, compreensível e valorizada pelo mercado.
Este processo poderá ser feito através de ofertas com incorporação de gases renováveis, contratos adaptados a empresas com objetivos de descarbonização, utilização de garantias de origem e soluções que ajudem os consumidores a cumprir metas ambientais sem perder competitividade. Mas, para isso, é indispensável que exista um mercado funcional: regras claras de certificação, acesso à rede, tarifas de injeção e transporte bem definidas e condições concorrenciais equilibradas. Sem isto, a inovação fica limitada pela incerteza regulatória.
O que está a falhar na articulação entre a APA e a DGEG que continua a atrasar os projetos de biometano no terreno?
Mais do que apontar a uma entidade em particular, o problema está na falta de previsibilidade e harmonização dos processos. Os promotores precisam de saber, desde o início, quais são os critérios aplicáveis, que entidades intervêm, em que momento intervêm e com que prazos.
O que defendemos é uma maior clarificação normativa, critérios técnicos uniformes em todo o território, prazos máximos para decisão, melhor articulação procedimental entre entidades licenciadoras e um enquadramento claro para a injeção de biometano na rede pública. Não se trata de reduzir exigência ambiental ou técnica. Trata-se de tornar o processo mais claro, mais rápido e mais previsível, mantendo os mesmos níveis de rigor.
Por que razão a ACEMEL defende que os apoios públicos devem focar-se a montante, nos biodigestores, e não apenas no consumo final?
Porque sem produção não há mercado. Apoiar apenas o consumo final pode ajudar a criar procura, mas não resolve o principal bloqueio: colocar projetos de produção no terreno, financiáveis, licenciados e ligados à rede.
Os biodigestores são investimentos intensivos em capital, com riscos associados à matéria-prima, ao licenciamento, à ligação à rede e à própria competitividade face ao gás natural. Se queremos criar uma fileira nacional de biometano, os apoios devem ajudar a reduzir esses riscos iniciais e acelerar a produção. Depois, o mercado deve funcionar. A ACEMEL é defensora de modelos de negócio em mercado, mas para haver mercado é preciso que exista oferta, escala e previsibilidade.
Que alteração regulatória urgente é necessária para aliviar o encargo financeiro dos produtores ao ligarem-se à rede pública de gás?
A prioridade é operacionalizar de forma clara o mecanismo de partilha de custos de ligação à rede pública de gás. Este é um ponto crítico, porque os encargos de ligação podem inviabilizar projetos antes de estes chegarem ao mercado.
O Decreto-Lei n.º 94/2026 criou um mecanismo de comparticipação dos custos de ligação das instalações de produção de biometano e outros gases renováveis à Rede Pública de Gás, suportado pelo Sistema Nacional de Gás, cabendo agora à ERSE definir os respetivos critérios e a metodologia. O essencial é que esses critérios sejam proporcionais, previsíveis e capazes de remover uma barreira concreta ao investimento, sem perder de vista a proteção dos consumidores.
Como é que o prolongamento do mercado regulado de gás está a distorcer a concorrência e a afastar os investidores privados?
O prolongamento do mercado regulado cria uma distorção evidente: mantém no mercado uma referência administrativamente definida que concorre com os operadores do mercado livre. Isso reduz o incentivo à mudança, limita a inovação comercial e transmite ao mercado a ideia de que as regras podem continuar a ser prolongadas por decisão política.
Num mercado liberalizado, os consumidores devem beneficiar de concorrência, escolha e inovação. Se o mercado regulado é sistematicamente prolongado, os comercializadores têm menos previsibilidade para investir em novas ofertas, novos serviços e soluções de transição energética, incluindo gases renováveis. A proteção dos consumidores vulneráveis é uma prioridade inalienável, que deve ser direcionada especificamente para estes e que assegure critérios de inclusão e de solidariedade, que são essenciais, não através de uma solução que condiciona todo o funcionamento concorrencial do mercado.
Para terminar, como vê a possível entrada do Estado no capital da REN e até onde deve ir a intervenção pública nas grandes redes de transporte de energia?
Do ponto de vista dos comercializadores, a entrada do Estado no capital da REN não deverá, por si só, alterar a relação existente, o funcionamento do mercado ou a formação dos preços de eletricidade e gás. Qualquer impacto dependerá de uma eventual estratégia mais ampla do Estado para o setor, e não da alteração acionista em si.
A discussão mais importante é outra: a organização do sistema. Hoje, a REN acumula funções de propriedade e operação dos ativos físicos da rede, gestão técnica global do sistema e planeamento estratégico da rede. Esta acumulação levanta uma questão de independência e de incentivos, porque quem é remunerado pelo investimento em ativos é também quem propõe onde e quando investir.
Por isso, mais do que discutir apenas quem é acionista, faz sentido discutir se o modelo atual garante que todas as alternativas são avaliadas em igualdade de circunstâncias: reforço de rede, armazenamento, flexibilidade ou contratação de serviços ao mercado. A intervenção pública deve assegurar segurança de abastecimento, resiliência das redes e cumprimento dos objetivos estratégicos do país, mas preservando transparência, concorrência e estabilidade regulatória.
