Grupos Focais

Principais pontos discutidos:

Foram apresentadas as 3 questões que orientaram esta primeira reunião, dando-se a liberdade aos intervenientes de comentarem qualquer delas:

• Qual a importância e o potencial do agrovoltaico?
• Quais as limitações técnicas, administrativas ou políticas?
• Em que tipo de áreas agrícolas existentes e que tipo de agricultura a desenvolver.

Notas da reunião:

• Definição e Enquadramento dos Sistemas AgroVoltaicos:

  Foi debatido o conceito de agrovoltaico, as diferenças face a outros modelos (eco-voltaico), a ausência de definição legal clara em Portugal e a necessidade de clarificação para efeitos de políticas públicas e licenciamento.

  • Definição do Conceito: Foi debatida a ausência de uma definição legal e técnica clara para agrovoltaico em Portugal, sendo referidas diferentes abordagens internacionais: nos EUA, qualquer integração de fotovoltaico em contexto agrícola é considerada agrovoltaico, enquanto na Europa exige-se adaptação da instalação fotovoltaica à atividade agrícola, como aumento de altura dos painéis ou espaçamento entre linhas para permitir mecanização e produção agrícola.
  • Diferenças entre Modelos: Os participantes distinguiram entre agrovoltaico (foco na compatibilização entre produção agrícola e energia) e eco-voltaico (abordagem mais abrangente, incluindo benefícios ambientais e sociais), sendo sugerido que o conceito eco-voltaico pode englobar o agrovoltaico e outros usos híbridos do solo.
  • Necessidade de Definição Legal: Foi consensual a necessidade de uma definição legal clara para evitar apropriação indevida do conceito e garantir que políticas de apoio e licenciamento sejam direcionadas para projetos que efetivamente conciliem agricultura e produção de energia, evitando que projetos puramente fotovoltaicos sejam classificados como agrovoltaicos sem adaptação à atividade agrícola.
  • Exemplos Internacionais: Foram referidas experiências em França, Itália, Alemanha, EUA, Brasil e China, destacando diferentes percentagens de ocupação do solo, tipos de integração e objetivos (produção, biodiversidade, resiliência), ilustrando a diversidade de abordagens e a necessidade de Portugal definir o seu próprio enquadramento.
• Potencial, Benefícios e Limitações dos Sistemas AgroVoltaicos:

  Os especialistas analisaram o potencial dos sistemas agrovoltaicos para a produção de energia e agricultura, os benefícios ambientais e sociais, e as limitações técnicas, económicas e legais para a sua implementação em Portugal.

  • Benefícios Agrícolas e Ambientais: Foi destacado o potencial dos sistemas agrovoltaicos para proteger culturas agrícolas (como vinha e olival) contra eventos climáticos extremos, reduzir o consumo de água devido ao sombreamento dos painéis, promover a biodiversidade e contribuir para a resiliência das comunidades rurais, especialmente em territórios agrícolas de menor valor. Mas ainda há pouca informação sobre o potencial impacto na produtividade do olival. Foi contrastada a diferença entre o potencial do agrovoltaico como agregador de comunidades, contrariamente ao solar puro. Foi igualmente mencionada a sua potencial importância na proteção do vento a na redução do risco de incêndio. Na componente biodiversidade foi mencionado que o potencial benefício dependerá muito do contexto, com preferência para a instalação em sistemas agrícolas mais intensivos com menor potencial de biodiversidade.
  • Limitações Técnicas e Operacionais: Foram identificadas limitações técnicas, como a necessidade de adaptar a altura e espaçamento dos painéis para permitir mecanização, desafios na compactação e qualidade do solo, e dificuldades de compatibilização com culturas superintensivas (ex: olival e vinha), onde as máquinas de colheita são de grandes dimensões e exigem adaptações tecnológicas ainda inexistentes em Portugal. Mas foi igualmente mencionado o potencial das estufas para terem este tipo de sistema. Foram apontadas dificuldades de interoperabilidade tecnológica, falta de soluções adaptadas ao contexto agrícola, carências de infraestruturas elétricas e de comunicações em meio rural, e necessidade de maior literacia cruzada entre especialistas dos setores agrícola e energético.
  • Modelos de Negócio e Complexidade: A adoção de sistemas agrovoltaicos implica novos modelos de negócio, que podem envolver o agricultor como proprietário, arrendatário ou em regime de copropriedade, aumentando a complexidade da gestão e exigindo parcerias entre os setores agrícola e energético.
  • Limitações Legais e de Licenciamento: Foi referido que o quadro legal e regulatório português está desatualizado para o contexto agrovoltaico, com obstáculos burocráticos ao licenciamento, restrições à venda de excedentes à rede e limitações específicas para instalação em áreas da Reserva Agrícola Nacional (RAN), REN, e outros solos protegidos. Os principais desafios ao licenciamento e implementação dos sistemas agrovoltaicos incluem questões técnicas, operacionais, económicas, comportamentais e legais, e foram sugeridos possíveis caminhos para simplificação e aceleração do processo. O licenciamento de projetos de autoconsumo enfrenta entraves burocráticos, com o setor agrícola frequentemente impedido de vender excedentes à rede devido a incentivos recebidos, e um quadro legal desatualizado que não contempla as especificidades dos sistemas agrovoltaicos.
  • Viabilidade Económica: Discutiu-se que os custos de instalação dos sistemas agrovoltaicos são superiores aos dos parques fotovoltaicos convencionais devido à menor densidade de painéis e necessidade de estruturas elevadas, mas que podem ser compensados por benefícios adicionais e, em alguns casos, por melhores business plans devido à produção de energia em horários de maior valor. A complexidade dos modelos de negócio, a necessidade de clarificação de incentivos e a adaptação das políticas de apoio foram identificadas como fatores críticos para a penetração da tecnologia, sendo sugerida a simplificação do licenciamento para o setor agrícola em vez de uma abordagem baseada apenas em concentração espacial.
• Critérios para Identificação de Zonas de Aceleração e Compatibilização com Sistemas AgroVoltaicos:

  Foram debatidos os critérios para seleção de zonas de aceleração para energias renováveis, a compatibilização com diferentes sistemas agrícolas (incluindo RAN, olivais, vinhas e pomares) e as implicações legais e ambientais dessas escolhas. Foi questionado se deveria haver uma ZAER para agrovoltaicos.

  • Critérios de Seleção de Zonas: Alguns participantes acham que as zonas de aceleração devem privilegiar solos agrícolas de menor valor e evitar solos férteis e produtivos, tendo em conta a proteção do solo e da paisagem, bem como a legislação que limita a ocupação de áreas RAN e REN a 10% da área total contratada ou 1 hectare. Em contraste, outros receiam o impacto sobre a biodiversidade, porque são estas áreas como menor valor agrícola que possuem muitas vezes maior potencial para biodiversidade.
  • Compatibilização com Sistemas Agrícolas: Os participantes debateram a viabilidade de implementar agrovoltaicos em diferentes sistemas agrícolas, concluindo que pastagens e culturas extensivas são mais facilmente compatibilizáveis, enquanto olivais e vinhas superintensivos apresentam maiores desafios técnicos e económicos, sendo prioritário aprofundar a investigação nestes casos.
  • Implicações Legais: Foi esclarecido que a legislação atual impõe restrições à instalação de sistemas agrovoltaicos em áreas protegidas. De qualquer foram, estas estariam excluídas das ZAER.
  • Impactos Ambientais e Sociais: Salientou-se a importância de considerar os impactos ambientais, nomeadamente a compactação e degradação do solo, e os impactos sociais, como a aceitação pelas comunidades locais, defendendo que a abordagem deve ser descentralizada e adaptada ao contexto territorial.
  • Propostas de Melhoria: Foi sugerida a criação de standards e boas práticas ambientais para parques fotovoltaicos em solo rústico, a clarificação do conceito de agrovoltaico para efeitos de licenciamento e incentivos, e a promoção de parcerias entre agricultores e promotores energéticos para garantir benefícios mútuos e aceitação social.
• Próximos Passos e Organização do Processo:

  O grupo foi informado sobre o calendário do processo, a continuação dos grupos focais e a necessidade de recolher contributos adicionais para fundamentar decisões sobre a integração ou não dos sistemas agrovoltaicos nas zonas de aceleração.

  • Calendário e Continuidade: O processo de discussão e recolha de contributos irá decorrer até março ou abril do próximo ano, estando prevista a realização de mais uma ou duas reuniões para aprofundar os temas abordados e consolidar recomendações.
  • Recolha de Contributos: Os participantes foram convidados a enviar materiais, apresentações ou artigos relevantes por e-mail, bem como a partilhar questões ou contra-evidências que considerem importantes para o processo de decisão.
  • Temas Futuros: Foram identificados quatro temas prioritários para discussão futura: licenciamento, ativação dos sistemas agrovoltaicos, integração no sistema energético nacional e outros trabalhos relacionados com a aceleração das energias renováveis.

Tarefas de seguimento:

• Definição Legal de AGRO Voltaico: Propor uma definição clara e oficial do conceito de AGRO voltaico para evitar apropriações indevidas e garantir coerência nas políticas de apoio e licenciamento.
• Compatibilização de Modelos de Negócio AGRO Voltaico: Analisar e apresentar exemplos de modelos de negócio viáveis para AGRO voltaico, incluindo parcerias entre setor agrícola e energético, e identificar barreiras à sua implementação em Portugal.
• Licenciamento de Projetos AGRO Voltaico: Identificar e detalhar os principais obstáculos legais e burocráticos ao licenciamento de projetos AGRO voltaico, sugerindo possíveis alterações para simplificação do processo.
• Impacto do AGRO Voltaico em Sistemas Agrícolas Específicos: Investigar e compilar evidências sobre a viabilidade técnica e impactos do AGRO voltaico em olivais superintensivos e vinhas, incluindo limitações de mecanização e efeitos no rendimento agrícola.
• Proteção do Solo Agrícola: Recolher e partilhar exemplos de regras e boas práticas internacionais para minimizar o impacto da instalação de AGRO voltaico sobre a qualidade do solo agrícola.
• Inclusão de Áreas Específicas nas Zonas de Aceleração: Avaliar e emitir recomendação sobre a inclusão ou exclusão de vinhas, olivais, pomares e áreas da RAN nas zonas de aceleração para AGRO voltaico, considerando limitações legais e técnicas.
• Partilha de Informação Adicional sobre Conceito ECO Voltaico: Enviar informação adicional e referências sobre o conceito de ECO voltaico e a sua relação com AGRO voltaico para esclarecimento do grupo.

Principais pontos discutidos:

1. Potencial Técnico do Fotovoltaico Urbano e Limitações do Edificado
   1. Potencial de fotovoltaico em coberturas urbanas

      Conclusão:

      Os estudos existentes apontam para um potencial técnico elevado em coberturas, incluindo um valor de referência de 28 GW no estudo do LNEG. No entanto, a exequibilidade prática a curto/médio prazo é duvidosa devido:

      • Qualidade estrutural deficiente de muitos telhados e necessidade de obras prévias;
      • Sombreamentos (chaminés, antenas, volumes técnicos);
      • Ausência de dados detalhados sobre o estado do edificado.

      Ainda assim, reconhece‑se que o potencial teórico existe e que a reabilitação do edificado em mau estado é desejável e pode criar oportunidade para integração de renováveis, embora implique "dois investimentos".

      Pontos de Discussão:

      • O estudo do LNEG indica 28 GW de potencial em coberturas; há dúvidas quanto à sua concretização.
      • Informação da maior associação de proprietários de Lisboa: cerca de metade dos telhados não é aproveitável no estado atual, necessitando de obras prévias.
      • O estudo nacional não avaliou o efeito de chaminés/volumes técnicos nem a condição estrutural cobertura a cobertura; usou percentagens de aproveitamento conservadoras, baseadas em trabalhos detalhados apenas para Lisboa (Lisboa ENova).
      • Não existem dados suficientemente granulares sobre a qualidade do edificado.
      • Argumenta‑se que telhados em mau estado devem ser reabilitados de qualquer forma, podendo a instalação de solar fotovoltaico ser integrada, ainda que com custos acrescidos.
2. Autoconsumo Urbano, Modelos Económicos e Viabilidade Financeira
   1. Autoconsumo fotovoltaico urbano: potencial, estrangulamentos e modelos

      Conclusão:

      O autoconsumo fotovoltaico em meio urbano apresenta potencial técnico relevante e forte motivação económica do lado dos consumidores (poupança na fatura), mas enfrenta vários estrangulamentos:

      • Redução da atratividade económica face a contratos dinâmicos e aos preços de mercado em horas solares;
      • Estrutura tarifária (períodos, horários, tarifas de acesso) que desincentiva o investimento;
      • Complexidade regulatória e tecnológica do autoconsumo coletivo;
      • Falta de modelos económicos adicionais (comunidades de energia, feed‑in tariffs) que valorizem excedentes e viabilizem projetos.

      Pontos de Discussão:

      • Motivação económica principal é a poupança; o setor residencial/social tem pouco capital e menor capacidade para "fazer contas".
      • O autoconsumo individual torna‑se menos atrativo face a contratos dinâmicos; a revisão tarifária em curso pode reduzir ainda mais a viabilidade da Unidade de Produção para Autoconsumo (UPAC) urbano.
      • Necessidade de novos modelos para além do autoconsumo individual: Comunidades de energia, autoconsumo coletivo, VNM, feed‑in tariffs urbanos.
      • Exemplos: feed‑in tariffs para pequena produção (Holanda) ou para energia partilhada em comunidade (Itália).
      • O excedente do autoconsumo coletivo não é devidamente valorizado; o regime é complexo e comparativamente menos simples que em Itália e Espanha.
      • Há estrangulamentos tecnológicos e de desenho (proximidade, papel do gestor de energia, etc.) que dificultam implementação.
      • O potencial descentralizado é elevado e o crescimento centralizado vs. descentralizado tem sido comparável; apoios do Fundo Ambiental deram um forte impulso recente.
      • As metas do PNEC 2030 favorecem o centralizado face ao descentralizado, apesar de ser duvidoso que o centralizado atinja os valores previstos até 2030.
      • A queda de preços de mercado afeta mais o centralizado em mercado do que o autoconsumo residencial, cujo referencial é o valor da fatura.
   2. Modelos de autoconsumo urbano: individual, coletivo e comunidades

      Conclusão:

      O autoconsumo coletivo e as comunidades de energia são essenciais para maximizar o aproveitamento das coberturas urbanas, dado que o autoconsumo individual é frequentemente pouco rentável em edifícios com baixa taxa de consumo diurno. Contudo, barreiras regulatórias (nomeadamente tarifárias) reduzem a atratividade económica destes modelos.

      Pontos de Discussão:

      • Em muitos equipamentos (pavilhões, edifícios públicos) a entidade proprietária consome apenas uma pequena fração da produção; modelos coletivos permitem rentabilizar a cobertura.
      • Condomínios urbanos têm telhados limitados para o conjunto dos condóminos; o modelo coletivo é essencial.
      • Questiona‑se o destino e a remuneração dos excedentes, bem como a viabilidade de modelos de "renda de telhado" por empresas investidoras.
      • Em Portugal, paga‑se tarifa de acesso à rede na partilha local, ao contrário de Itália e Espanha, constituindo um forte desincentivo e uma fonte de incerteza anual.
      • Experiências municipais (ex.: Sintra) estudam a produção fora de áreas históricas para abastecer consumidores dentro, dependente do regime de partilha.
   3. Valor, benefícios e aceitação social das comunidades de energia

      Conclusão:

      As comunidades de energia podem oferecer benefícios significativos de aceitação social, otimização do uso da energia, descarbonização e criação de valor coletivo, sendo potencialmente mais valiosas do que a soma dos autoconsumos individuais, se existir enquadramento técnico, regulatório e financeiro adequado.

      Pontos de Discussão:

      • O incentivo concreto para criar comunidades, face à simplicidade do autoconsumo individual, precisa de ser clarificado.
      • Comunidades permitem melhor aproveitamento da produção local, ao partilhar energia entre OS vários perfis de consumo.
      • Há modelos que vão além da produção, incorporando mobilidade elétrica partilhada (automóveis e pontos de carregamento partilhados).
      • O interesse social existe e é maior do que o esperado (número de candidaturas a projetos europeus excede expectativas).
      • Experiências internacionais (Holanda, Bélgica) mostram crescimento rápido do número de comunidades e critérios de seleção que valorizam benefícios sociais e ambientais.
3. Matriz Energética, Rede, Fontes Renováveis e Segurança do Sistema
   1. Papel das diferentes fontes renováveis e impactos sistémicos

      Conclusão:

      A atual abordagem está excessivamente centrada no fotovoltaico, em particular no centralizado. O solar fotovoltaico tem contributo limitado no inverno e pode ocupar a capacidade de rede necessária a fontes com maior fator de utilização (eólico, hídrico, biomassa). É necessário diversificar a matriz, apostar em hibridização (eólico+solar fotovoltaico, hídrico+solar fotovoltaico), explorar solar térmico e outras tecnologias, e aproveitar melhor o solar fotovoltaico em combinação com infraestruturas existentes, ajustando consumos aos períodos de maior produção solar.

      Pontos de Discussão:

      • Existem já níveis de potência de solar fotovoltaico comparáveis à ponta do sistema; continuar a crescer pode reduzir espaço de rede para fontes relevantes no inverno.
      • Eólico apresenta fatores de utilização mais elevados e produz mais no inverno, sendo crucial para segurança de abastecimento.
      • Hibridizar parques eólicos e centrais hídricas com solar fotovoltaico é uma estratégia virtuosa, aproveitando as infraestruturas existentes e melhorando rendimento da rede.
      • solar fotovoltaico urbano é virtuoso para envolver agentes e sincronizar consumos, mas o seu contributo para a descarbonização global é limitado em termos absolutos.
      • A rede, até certa escala (cerca de 1 kVA), não é o principal entrave ao autoconsumo, mas surgem limites com projetos maiores e novas grandes cargas (eletrolisadores).
      • Pedidos de ligação de eletrolisadores (ordem de grandeza 3x a ponta atual) podem alterar profundamente o sistema, exigindo abordagem específica.
   2. Metas PNEC, projetos centralizados (8 GW) e papel do descentralizado

      Conclusão:

      É plausível que seja mais fácil cumprir as metas do PNEC 2030 na componente descentralizada (autoconsumo e comunidades de energia) do que através da concretização integral do pipeline de grandes projetos centralizados (~8 GW com TRC/acordos de ligação), desde que existam instrumentos financeiros adequados e remoção de entraves administrativos.

      Pontos de Discussão:

      • Existem cerca de 8 GW com TRC ou acordos de ligação; é questionado se não será mais simples atingir metas via descentralizado.
      • Apoios do Fundo Ambiental demonstraram capacidade de gerar 1–2 GW adicionais em poucos anos no segmento descentralizado.
      • O autoconsumo doméstico tem limites de poupança (baixa presença em casa durante o dia), mas é relevante para a transição e para deslocar consumos.
      • O solar fotovoltaico descentralizado é mais caro (CAPEX) do que o centralizado, implicando políticas de apoio específicas se se quiser privilegiar esta via.
4. Desenho Tarifário, Regulação Económica e Sinais de Mercado
   1. Desenho tarifário, tarifas de acesso e incentivos

      Conclusão:

      A estrutura tarifária atual, baseada em custos sobretudo fixos cobrados via componente variável (kWh), distorce incentivos:

      • Reduz o incentivo ao autoconsumo e à produção urbana;
      • Dificulta deslocar consumos para períodos de elevada produção solar;
      • Não reflete a natureza dos custos do sistema;
      • Há movimento regulatório para aumentar componentes fixas e rever períodos horários, mas há risco de estas alterações irem contra objetivos de promoção do solar fotovoltaico urbano e da eficiência se não forem bem calibradas.

      Pontos de Discussão:

      • O sistema tem custos principalmente fixos (infraestruturas e centrais) e custos variáveis hoje marginais, mas cobra‑se maioritariamente por kWh.
      • Propõe‑se reequilibrar as componentes fixas e variáveis, aumentando o custo fixo indexado à potência contratada e reduzindo o custo variável, sem eliminar incentivo à eficiência.
      • A ERSE já caminha para aumentar a componente fixa da potência e rever tarifas de acesso, mas a sua margem abrange apenas essa componente.
      • A revisão dos períodos horários (retirar ponta de manhã, concentrar à noite) pode prejudicar o incentivo a FV urbano e à deslocação de consumos para o dia.
      • As tarifas deveriam favorecer o consumo diurno no verão (vazio diurno) para aproveitar excedentes solares; hoje ainda incentivam consumo noturno.
      • A adoção de tarifas indexadas é baixa entre potenciais autoconsumidores urbanos, limitando o efeito dos sinais de preço horário.
      • Muitos consumidores pagam tarifas elevadas por inércia, mantendo viável o autoconsumo, apesar de preços de mercado baixos em certas horas.
   2. Regime tarifário e enquadramento do autoconsumo coletivo

      Conclusão:

      O regime tarifário e regulatório português para autoconsumo coletivo e comunidades de energia é menos favorável e mais complexo do que em Espanha e Itália, estrangulando o desenvolvimento de comunidades de energia e dificulta a viabilidade económica de projetos.

      Pontos de Discussão:

      • A tarifa de acesso às redes é considerada elevada, mesmo com isenções parciais temporárias, dificultando a partilha económica em condomínios.
      • O licenciamento de autoconsumo individual até 30 kW (a ser alargado a 100 kW) é muito simplificado, mas não existe um regime equivalente para o autoconsumo coletivo.
      • Em Portugal, exige‑se que o licenciamento seja feito já com Códigos do Ponto de Entrega (CPE) de consumo, casados, ao contrário de Itália e Espanha, onde é possível licenciar antes de identificar todos os consumidores.
      • Dados públicos sobre Autoconsumo Coletivo e comunidades de energia são escassos e pouco transparentes; há cerca de 640 Autoconsumo Coletivo e apenas 3 CER registadas.
      • Condicionantes de rede e critérios de proximidade (2 km por PT) limitam o desenho e crescimento das comunidades.
5. Incentivos Financeiros e Fiscais
   1. Incentivos financeiros e fiscais

      Conclusão:

      Instrumentos financeiros (fundos de apoio) e incentivos fiscais (IVA, IRS, eventualmente IRC) são vistos como fundamentais para expandir o autoconsumo e as comunidades de energia, sobretudo no segmento urbano. Sem novos apoios, o ritmo de crescimento recente dificilmente se manterá, em especial nos domésticos e em parte da indústria.

      Pontos de Discussão:

      • Apoios do Fundo Ambiental foram o principal impulso para o crescimento descentralizado; "mais um ou dois fundos" semelhantes poderiam bastar para metas PNEC 2030.
      • Redução do IVA (ex. de 23% para 6%) e benefícios em IRS tornariam o investimento mais atrativo para famílias e proprietários.
      • Sem estes incentivos, muitos proprietários não avançam, apesar de reconhecerem o potencial.
      • Nos domésticos, o crescimento tem sido muito associado à existência de fundos; na indústria, muitos casos mais rentáveis já investiram.
6. Benefícios Urbanos, Equidade, Aceitação Social e Risco de Centralização
   1. Benefícios urbanos, equidade e riscos de "centralização camuflada"

      Conclusão:

      Há preocupação em assegurar que a expansão de renováveis, incluindo soluções descentralizadas, gere benefícios efetivos para residentes e utentes urbanos (económicos, sociais, de resiliência) e não apenas impactos visuais ou custos. Pretende‑se evitar repetir situações em que infraestruturas (como hídricas) trazem poucos benefícios locais.

      Pontos de Discussão:

      • A aceitação social depende de benefícios efetivos e duradouros para as populações, não apenas da produção renovável em abstrato.
      • A produção localizada pode reforçar a resiliência energética urbana, mas devem evitar‑se modelos que se aproximem de "centralização camuflada".
      • A questão dos excedentes é central: perdas não remuneradas configuram forte ineficiência económica.
      • Defende‑se que as áreas urbanas produzam o máximo da sua própria energia, especialmente perante novas cargas (data centers, hidrogénio), contribuindo para cidades neutras em carbono.
7. Paisagem, Património, Normativos Urbanísticos e Licenciamento
   1. Impactos paisagísticos, património e regulação urbanística

      Conclusão:

      Os impactos paisagísticos e patrimoniais são relevantes, mas a intensidade atual de procura por soluções solares urbanas ainda não gera conflito estrutural com os constrangimentos urbanísticos. Defende‑se uma regulação graduada ("áreas do sim, do não e do talvez"), com critérios claros, evitando tanto o proibicionismo generalizado como a análise casuística pesada para todos os casos.

      Pontos de Discussão:

      • Distinção entre impacto no elemento individual e no conjunto urbano; necessidade de regulação graduada.
      • A lógica de "áreas do sim, não e talvez" (Nuno Portas) é proposta como quadro conceptual.
      • Questiona‑se se os mecanismos de salvaguarda existentes não serão já suficientes em algumas áreas históricas.
      • É apontada assimetria entre proteção de património cultural urbano e de património natural em áreas rústicas (Natura 2000, parques naturais).
      • Exemplos internacionais (Viena, Holanda) mostram integração de solar fotovoltaico em património histórico, sugerindo possibilidades também em Portugal, excetuando casos de edifícios emblemáticos.
      • Reconhece‑se que a procura atual por soluções solares urbanas continua longe de saturar e criar constrangimentos urbanísticos.
   2. Normativos urbanísticos, licenciamento e "bitola única"

      Conclusão:

      Os normativos urbanísticos são em parte obsoletos, genéricos e baseados numa "bitola única" para alterações do aspeto exterior (incluindo painéis solares e bombas de calor). Isso gera entraves e decisões pouco racionais, mas os participantes defendem uma reforma criteriosa dos mecanismos de controlo, não a sua pura desregulação.

      Pontos de Discussão:

      • Casos concretos (ex.: retirada obrigatória de bombas de calor em Lisboa) ilustram conflito entre normativos atuais e objetivos de descarbonização.
      • Há reconhecimento de normativos desatualizados e genéricos, que sujeitam qualquer alteração exterior a controlo municipal.
      • Critica‑se a tendência política para "curto‑circuitar" processo em vez de reformar os mecanismos de controlo.
      • Critérios de avaliação em património são considerados antiquados e vagos, remetendo para decretos antigos e subjetividade pouco enquadrada.
   3. Simplificação processual, novas construções e obrigações de renováveis

      Conclusão:

      Normas podem atuar como catalisadores ao impor integração de soluções renováveis em novas construções e reabilitações. Já existem algumas obrigações (principalmente via solar térmico), bem como figuras de "obras de escassa relevância", mas o quadro é incompleto e desigual, havendo espaço para clarificação.

      Pontos de Discussão:

      • Sugere‑se reforçar a obrigatoriedade de integração de soluções renováveis em nova construção.
      • Já existem exigências de integração de renováveis (muitas vezes cumpridas com solar térmico).
      • Algumas pequenas soluções (como pequenas turbinas em quintais) são já qualificadas como de escassa relevância urbanística, mas falta sistematização.
8. Comunidades de Energia: Enquadramento Legal, Barreiras e Capacidade Institucional
   1. Definições legais de comunidades de energia e desalinhamento com diretivas europeias

      Conclusão:

      Há desalinhamento relevante entre a legislação nacional e as diretivas europeias sobre comunidades de energia:

      • Quem pode ser comunidade;
      • Quadro de atividades;
      • Exigência de possuir uma UPAC própria;
      • Isto restringe artificialmente o universo de entidades que poderiam ser reconhecidas como comunidades e limita a diversidade de modelos.

      Pontos de Discussão:

      • Distinção entre autoconsumo coletivo (sem entidade jurídica obrigatória) e comunidades de energia (entidade jurídica própria sem fins lucrativos).
      • A transposição nacional exige que a comunidade tenha uma UPAC no seu nome, excluindo cooperativas e distribuidores cooperativos que não detêm instalações próprias.
      • A legislação portuguesa reduz o âmbito das comunidades sobretudo à produção local, quando as diretivas permitem também mobilidade elétrica, reabilitação de edifícios e outros serviços.
      • Muitas iniciativas apresentadas como "comunidade" são na prática autoconsumo coletivo empresarial, sem controlo cidadão.
      • A alteração legislativa para corrigir estas distorções está pendente há cerca de um ano.
   2. Barreiras práticas, administrativas e sociais às comunidades de energia

      Conclusão:

      A expansão das comunidades de energia enfrenta fortes barreiras:

      • Falta de conhecimento e capacidade técnica nas associações e autarquias;
      • Regras restritivas em condomínios;
      • Receio de problemas de contratação pública;
      • Atrasos administrativos e operacionais;
      • Limitações de rede e critérios de proximidade.

      Pontos de Discussão:

      • Associações e autarquias carecem de apoio técnico e informação sobre como estruturar projetos.
      • A exigência de 75% de aprovação dos condóminos para instalar painéis e fazer Autoconsumo Coletivo em telhados é considerada bloqueadora.
      • Autarquias temem riscos futuros de responsabilização por questões de contratação pública, travando iniciativas.
      • Atrasos das empresas e Municípios (meses para respostas técnicas e autorizações) minam a confiança e a viabilidade dos projetos.
      • Condicionamentos de rede e critérios de proximidade (2 km, por Posto de Transformação) criam paradoxos e podem levar à exclusão de membros à medida que a comunidade cresce.
      • Modelos de uso de telhados públicos com critérios não económicos (como na Holanda e Bélgica) são apontados para mitigar barreiras, mas ainda pouco explorados em Portugal.
   3. Novos modelos tecnológicos e geográficos: comunidades, VNM e eólico urbano

      Conclusão:

      Para desbloquear o potencial renovável em áreas urbanas é necessário complementar o solar fotovoltaico com:

      • Comunidades de energia e autoconsumo coletivo robustos e simplificados;
      • Virtual network metering (VNM) para gerir excedentes temporalmente;
      • Valorização de excedentes via tarifas apropriadas;
      • Exploração de eólico em contexto urbano e portuário, apesar de barreiras culturais.

      Pontos de Discussão:

      • Comunidades de energia e modelos coletivos com valorização de excedentes são centrais para viabilizar renováveis em meio urbano.
      • VNM é relevante para permitir injetar de dia e consumir à noite, apesar de questões de oportunidade.
      • Eólico em áreas urbanas e portuárias é sugerido como opção, com exemplos de portos na Dinamarca, mas enfrenta resistências sociais e políticas (tema "tabu").
9. Complexidade Regulatória, Comunicação e Articulação Energia–Urbanismo
   1. Complexidade regulatória, compreensão e comunicação intersectorial

      Conclusão:

      A discussão sobre tarifas, modelos de autoconsumo, regulação e planeamento da rede é tecnicamente complexa e pouco acessível a urbanistas e outros profissionais não especializados. Esta complexidade compromete a articulação entre planeamento energético e urbano e leva a subaproveitamento do potencial das áreas artificializadas.

      Pontos de Discussão:

      • A conversa técnica foi qualificada como "críptica" para urbanistas, revelando falhas de tradução entre o mundo energético e o urbanístico.
      • Há reconhecimento da necessidade de diferentes perfis especializados (económico/tarifário e tecnológico/regulatório) e de mediação entre esses mundos.

Principais pontos discutidos:

A discussão do focus group centrou-se na seguinte questão:

Quais os mecanismos a adotar que proporcionem/potenciem a simplificação e aceleração dos licenciamentos elétrico, ambiental e urbanístico dos projetos de produção de energia renovável – solar e eólica, em ZAER?

E, nesse âmbito:

1. Quais os principais obstáculos que impedem a simplificação e aceleração dos procedimentos de licenciamento dos projetos de produção de energia renovável (centralizado e descentralizado);
2. Quais as medidas a adotar para remoção dos obstáculos/entraves nos licenciamentos elétrico, ambiental e urbanístico dos projetos de produção de energia renovável (centralizado e descentralizado).

Procedeu-se à reflexão e discussão, de uma forma ampla, dos seguintes pontos:

1. Identificação de Obstáculos ao Licenciamento ágil e previsível:

   Foram identificados como principais obstáculos ao licenciamento de projetos renováveis, a complexidade legislativa, falta de articulação entre entidades, insuficiência de recursos técnicos e humanos, e desafios de aceitação social e territorial.

   Especificamente:

   • Complexidade Legislativa: Foi referido que a legislação se tem tornado cada vez mais complexa, com múltiplos regimes jurídicos e alterações sucessivas que, em vez de simplificar, dificultam a implementação dos projetos, criando insegurança e bloqueios administrativos.
   • Falta de Articulação e Recursos: Os participantes apontaram a falta de articulação entre entidades centrais, regionais e locais, bem como a escassez de recursos técnicos e humanos, especialmente em câmaras municipais, como fatores que atrasam e complicam o licenciamento.
   • Desafios Operacionais e de Rede: Foi destacado que o desenvolvimento insuficiente das redes elétricas e a existência de múltiplos licenciamentos parcelares, incluindo questões logísticas como licenças/autorizações para a passagem de infraestruturas e linhas, podem paralisar projetos de interesse público.
   • Aceitação Social e Territorial: A oposição de Municípios e populações locais, bem como a necessidade de negociar contrapartidas sociais e ambientais, foram identificadas como obstáculos frequentes, exigindo maior envolvimento e comunicação com os Municípios e as comunidades.
   • Falta de Digitalização: A ausência de plataformas digitais integradas e interoperáveis para submissão e acompanhamento de processos foi apontada como um entrave à transparência e eficiência do licenciamento.
2. Medidas proposta para simplificação e aceleração do licenciamento:

   Foram apresentadas como propostas para simplificar e acelerar o processo de licenciamento a criação de uma unidade de aceleração, reforço da digitalização, clarificação de regras, definição de matrizes de minimização e compensação ambiental.

   • Unidade de Aceleração: Foi sugerida a criação de uma unidade física centralizada para gerir e agilizar os processos de licenciamento, reforçando a capacidade das entidades envolvidas e apoiando Municípios com menos recursos técnicos.
   • Digitalização e Interoperabilidade: Os participantes defenderam a implementação de plataformas digitais integradas para submissão, acompanhamento e partilha de informação sobre projetos, facilitando a transparência e a comunicação entre entidades.
   • Clarificação e Uniformização de Regras: Foi proposta a clarificação de zonas cinzentas na legislação e a uniformização de critérios de decisão, para evitar interpretações divergentes e acelerar a tramitação dos processos.
   • Matrizes de Minimização e Compensação: Discutiu-se a necessidade de definir matrizes claras de medidas de minimização e compensação ambiental, adaptadas a cada tipo de projeto e contexto, e a importância de monitorização contínua para ajustar medidas conforme necessário.

   Adicionalmente debateu-se acerca das ZAER:

3. Vantagens, riscos e limitações das zonas de aceleração para energias renováveis:

   Foram abordados critérios de seleção, viabilidade técnica e económica, e potenciais desigualdades entre projetos dentro e fora destas zonas. A saber:

   • Critérios de Seleção das Áreas: Foi debatido que os critérios para definição das zonas AE tendem a privilegiar fatores ambientais e territoriais, podendo não garantir a viabilidade técnica ou económica dos projetos, especialmente para energia eólica, que depende de dados específicos de vento.
   • Riscos de Desigualdade: Os participantes alertaram para o risco de criar desigualdades entre projetos dentro e fora das zonas AE, sendo provável que muitos projetos continuem a ser desenvolvidos fora destas áreas, o que pode gerar obstáculos adicionais e concorrência desleal.
   • Contratação de Terrenos: Foi sublinhada a complexidade da contratação de terrenos, frequentemente desconsiderada pelas entidades licenciadoras, e que pode obrigar a alterações de layout dos projetos, dificultando a sua execução.
   • Impacto nas Comunidades e Municípios: Discutiu-se o papel dos Municípios, que podem restringir projetos renováveis a zonas específicas, excluindo áreas agrícolas ou naturais, e a necessidade de mecanismos de compensação social e económica para as comunidades afetadas.
   • Monitorização e Informação: Foi sugerida a centralização e partilha de dados de monitorização ambiental, atualmente dispersos entre promotores e entidades, para apoiar decisões mais informadas e reduzir incertezas.

   No âmbito dos trabalhos do focus group foram, ainda, debatidas:

4. Questões Técnicas e Ambientais relacionadas com a Avaliação de Impacte Ambiental (AIA):

   Foram discutidas questões técnicas relacionadas com a monitorização, compensação e minimização de impactes com destaque da necessidade e importância de informação detalhada e de processos adaptada à realidade dos projetos. Especificamente:

   • Monitorização Ambiental: Foi debatida a necessidade de monitorização contínua, tanto prévia como pós-implementação, para identificar impactos não previstos e ajustar medidas de mitigação ou compensação, com destaque para a partilha de dados entre promotores e entidades concluindo que a monitorização prévia não deveria ser um requisito, considerando o objetivo principal de aceleração. Foi enfatizada a importância da monitorização pós-implementação para, conforme a RED III, poderem tomar-se medidas suplementares caso fosse detetado algum impacto não esperado. Deu-se também nota da possibilidade de realização de um "screening" e/ou, embora distinto do screening, uma AInCa uma vez que esta pode ser usada em zonas fora da Rede Natura. A ausência de AIA nas ZAER poderá ser encarada com preocupação principalmente pela necessidade de preservação de valores naturais relevantes fora da Rede Natura.
   • Minimização vs. Compensação: Os participantes defenderam que a prioridade deve ser dada a medidas de minimização dos impactos ambientais, recorrendo à compensação apenas quando estritamente necessário, e que as matrizes de medidas devem ser claras e adaptáveis. As compensações podem não ser apenas económicas e incluir monitorização. Referiu-se também o melhoramento de pastagens como eventual medida de compensação.
   • Desafios de Informação: Foi identificada a falta de informação detalhada e centralizada sobre valores naturais e habitats, dificultando a avaliação de impactos e a definição de medidas adequadas, sendo sugerida a criação de bases de dados georreferenciadas. Só havendo um cadastro dos valores naturais é possível reduzir a incerteza. Foi notada a enorme quantidade de dados de monitorização que já existem mas que não estão centralizados nem prontos a utilizar para apoiar as AIA.
   • Particularidades das Áreas Artificializadas: Discutiu-se que, nas áreas artificializadas, o principal obstáculo é a falta de capacidade técnica e de meios para licenciamento, e que processos simplificados podem ser aplicados a projetos de menor dimensão.
   • Seleção de ZAER: as regras relativas à biodiversidade têm de ser muito precaucionárias devido às dinâmicas próprias da biodiversidade e devem ser distintas para solar e para eólica. Considera que as medidas de minimização devem ser o mais concretas possíveis (guião/checklist à qual os projetos têm de obedecer). Os eventuais mecanismos de compensação devem ser no local/região do projeto. Referiu-se o direito europeu sobre conservação de algumas espécies que inibe as entidades. Foi também notada a existência de legislação específica para o sobreiro e azinheira que deve ser tida em conta. Mais se notou a necessidade de se evitar a institucionalização de critérios que depois possam ser usados para bloquear outros projetos; que os projetos que estão isentos de AIA têm, atualmente, que pedir pareceres a inúmeras entidades, o que, na prática, complexifica o processo e adia a execução propriamente dita; as dificuldades ao nível dos licenciamentos dos projetos de Repowering, cujos impactos não podem ser avaliados com base na monitorização, uma vez que a substituição das turbinas acarreta impactos diversos.
   • Planeamento, Comunicação e Envolvimento das Partes Interessadas: enfatizaram a necessidade de um planeamento estratégico, comunicação clara e envolvimento de todas as partes interessadas, incluindo promotores, Municípios e comunidades, para garantir o sucesso do licenciamento ágil e previsível e a aceitação social dos projetos.
   • Planeamento Estratégico: Foi sublinhada a importância de um planeamento setorial robusto, com definição clara de áreas potenciais para renováveis, evitando ambiguidades e assegurando a compatibilidade com metas nacionais e europeias.
   • Comunicação e Transparência: Os participantes destacaram a necessidade de melhorar a comunicação pública sobre o que são as zonas de aceleração, evitando mal-entendidos e promovendo a aceitação social dos projetos.
   • Envolvimento dos Municípios e Comunidades: Foi defendido o envolvimento ativo dos Municípios e das comunidades locais no processo de planeamento e licenciamento, garantindo que as suas preocupações e interesses sejam considerados e que beneficiem dos projetos.
   • Mudança de Paradigma: apelou-se a uma mudança radical de práticas, incentivando os participantes a pensar em soluções inovadoras e a contribuir para um novo modelo de licenciamento que seja verdadeiramente ágil, previsível e eficaz.

Principais pontos discutidos:

O Focus Group identificou que o principal obstáculo à concretização das metas do PNEC 2030 não é a falta de recursos renováveis, mas sim as limitações estruturais, regulatórias e operacionais do Sistema Elétrico Nacional (SEN). Sem ajustes rápidos, existe um risco elevado de as metas se manterem no plano estratégico, sem tradução em capacidade instalada efetiva.

1. Rede elétrica como gargalo crítico

   O acesso à rede, sobretudo à rede de transporte, é a barreira dominante à expansão das renováveis. A existência de cerca de 14.000 MVA de capacidade comprometida e não utilizada, aliada a regras rígidas de reforços e repartição de custos, gera incerteza, bloqueia projetos maduros e penaliza de forma desproporcionada os projetos de menor escala.

   A atribuição de ligações com restrições seria benéfica, mas o risco não pode ficar no operador de rede (o risco da parcela de consumo que dá suporte à capacidade de injeção desaparecer, reduzindo, nesses momentos, a capacidade de injeção).

2. 2. Desalinhamento entre planeamento, metas e economia

   As metas do PNEC não estão suficientemente alinhadas com:

   • a capacidade real da rede,
   • o planeamento do RMSA,
   • a viabilidade económica dos projetos.

   Algumas metas (solar e offshore) são vistas como excessivamente otimistas, enquanto PPAs muito baixos comprometem a execução efetiva da capacidade atribuída.

3. Zonas de aceleração: oportunidade com riscos

   As zonas de aceleração podem reduzir prazos de licenciamento, mas não devem ser interpretadas como zonas exclusivas. Para serem eficazes, devem:

   • partir da rede existente e planeada,
   • integrar parques eólicos existentes (repotenciação, sobreequipamento, hibridização),
   • aproximar produção da procura (zonas industriais e autoconsumo).

   Caso contrário, correm o risco de ser pouco relevantes para as metas até 2030.

4. 4. Modelo ineficiente de atribuição de capacidade

   O modelo atual ("first come, first served") gera concentrações inviáveis, filas bloqueadas e especulação. Defende-se:

   • atribuição de capacidade por zonas com limites claros,
   • milestones obrigatórios,
   • regras eficazes de caducidade e libertação de capacidade.
5. Licenciamento ambiental como fator temporal crítico

   O licenciamento ambiental é um dos principais entraves, com processos que podem ultrapassar 4 anos. As zonas de aceleração podem ajudar, mas o impacto até 2030 depende do calendário e da integração de projetos já em desenvolvimento. Repotenciação e hibridização deveriam ter prioridade.

6. Subaproveitamento da rede existente

   Existe capacidade física bloqueada por critérios conservadores e "entendimentos de papel". Foram identificados "quick wins" até 2030:

   • Dynamic Line Rating,
   • flexibilização transitória do critério N-1,
   • uso de transformadores de reserva,
   • revisão da interface transporte–distribuição.
7. Repotenciação, hibridização, armazenamento e bombagem

   A repotenciação eólica, as centrais híbridas e o armazenamento são soluções custo-eficazes para aumentar renováveis sem grandes reforços de rede. Contudo, persistem barreiras regulatórias, contratuais e de remuneração da flexibilidade. A bombagem hidroelétrica é reconhecida como essencial, mas está bloqueada por interpretações ambientais e enquadramentos legais desajustados.

8. Autoconsumo, agregadores e digitalização

   O autoconsumo e a proximidade entre produção e consumo são vistos como grandes aceleradores. Falta um regime claro de associação dinâmica injeção–consumo. Agregadores, centrais virtuais e maior digitalização da rede são cruciais para libertar capacidade e otimizar o SEN, mas o enquadramento regulatório ainda é insuficiente.