Floene vê 50 projetos de biometano gerarem investimento de 1,5 mil milhões até 2030

Uma lista de 50 projetos de biometano, “razoavelmente identificada”, permitiria chegar à meta de produção estabelecida no Plano de Ação para o Biometano, afirma o CEO da Floene, Gabriel Sousa, em entrevista ao ECO/Capital Verde.

Para já, a Floene, que é a maior distribuidora de gás em Portugal, conta 11 contratos assinados para a injeção de biometano da rede. Chegar aos 50 projetos até 2030 implicaria um investimento de 1,3 mil milhões a 1,5 mil milhões, estima a empresa. De acordo com o líder, para tornar estes números realidade, é importante que sejam definidas regras “claras” ainda no início do próximo ano, um esforço no qual grupos de trabalho dedicados têm vindo a avançar, em diálogo com o Governo, garante.

O responsável defende ainda que exista um “menu” de mecanismos de incentivo, sublinhando a importância da partilha de custos da ligação de projetos à rede, entre promotores e o sistema nacional de gás, isto é, os consumidores.

Começava por tentar fazer o diagnóstico de como estamos em termos de projetos de gases renováveis. Quantos pedidos para injetar gases renováveis na rede estão agora registados junto da Floene?

Nós, neste momento, teremos cerca de 200 pedidos de injeção nas redes de gás. A evolução tem sido positiva. Ao longo do último ano, assistimos talvez a um stand-by em termos daquilo que são os projetos de hidrogénio, que não têm aparecido com tanta intensidade. Por oposição, o que temos assistido, e eu acho que isto é francamente positivo, é um crescimento muito significativo de pedidos de informação e pedidos de injeção para projetos de biometano. O biometano é uma solução, uma tecnologia muito mais madura, é uma solução muito mais ágil de ser executada, com benefícios muito maiores para o país, para a sociedade, no tratamento de resíduos. Portanto, vemos esta aceleração dos projetos de biometano como um fator muito positivo para começarmos de forma mais rápida a ter as redes de gás descarbonizadas.

No caso da Floene, no ano de 2025 assinámos cerca de 11 contratos para injeção de biometano na rede de gás. Corresponde a cerca de 0,8 TWh. Se nós tivermos presente que o plano de ação do biometano tem uma ambição de chegar em 2030 com 2,7 TWh, a primeira conclusão que podemos daqui retirar é que, em primeiro lugar, é possível.

Vamos precisar de mais projetos para chegar aos 2,7 terawatts-hora. Sabemos onde eles estão e sabemos como é que eles se distribuem.

"Ao longo do último ano, assistimos talvez a um stand-by em termos daquilo que são os projetos de hidrogénio (…). Por oposição, o que temos assistido, e eu acho que isto é francamente positivo, é um crescimento muito significativo de pedidos de informação e pedidos de injeção para projetos de biometano.”

A partir dos pedidos.

A partir dos pedidos e a partir também do levantamento que fomos fazendo no terreno. Temos uma noção razoavelmente clara de onde é que está o potencial, onde é que estão os possíveis projetos de resíduos sólidos urbanos, de agropecuária, onde é que poderá fazer mais sentido fazer a agregação de feedstock do setor agropecuário. E, portanto, temos uma boa matriz daquilo que será necessário para chegarmos a 2,7 terawatts-hora em 2030.

Mas, sendo que este ano foram 11 [os contratos], qual é a vossa perspetiva para o ano que vem?

Para chegarmos a 2,7 terawatt-hora em 2030, temos identificado que Portugal precisa de cerca de 50 projetos. A lista está razoavelmente identificada. Há uma parte, cerca de metade, que deverá vir da origem de resíduos sólidos urbanos, e a outra metade do setor agropecuário. Mas os projetos nem sempre estão ao lado da rede.

Por vezes é necessário construir um quilómetro, 500 metros, o que quer que seja. E nós fizemos um estudo sobre estes 50 projetos, porque sabemos onde estão, sabemos a que distância estão. Fizemos um estudo para simular a aplicação de uma partilha de custos idêntica àquela que estamos a ver em França, na Dinamarca, em Itália. França neste momento está com um rácio da ordem de 60% que é pago pelo sistema de gás e 40% que é pago pelos produtores. Itália está também próximo disto, mas ambos os países estão a avaliar evoluções para 80% suportado pelo sistema de gás, 20% suportado pelo produtor.

O que é que faria mais sentido no nosso caso [de Portugal]?

Nós aplicámos uma análise de se 80% for suportado pelo Sistema Nacional de Gás e 20% for suportado pelos produtores. O impacto destes projetos será da ordem de 1,2% a 1,5% no preço final do gás para o consumidor.

No caso da Floene, no ano de 2025 assinámos já cerca de 11 contratos para injeção de biometano na rede de gás.

Para o consumidor… estamos a falar das famílias?

Das famílias. Se nós tivermos em conta aquilo que é hoje a competitividade do preço do gás [natural], que é significativamente mais barato do que o GPL [gás de garrafa], e é significativamente mais barato do que a eletricidade, esta evolução de apoio à ligação dos projetos de produção de biometano é quase imaterial.

É uma subida de 1,2% anual até 2030 ou de 1,2% no conjunto dos anos até 2030?

No conjunto.

A que se soma, provavelmente, outros fatores que também mexem com a tarifa.

Sim, seguramente. Aqui o que estamos a dizer é que se tudo o resto estiver quieto, o impacto que pode ter só este efeito.

E porquê começar nos 80-20 e não nos 60-40, como França e Itália?

Porque já tínhamos a sensibilidade de que, de facto, era relativamente imaterial, e procurámos logo uma situação um bocadinho extremada. Outra razão é porque vemos que os países têm vindo a fazer uma evolução nesse sentido. Em vez de estarmos a demorar tempo, se me permite a expressão, por que não olhar já para aquilo que é o destino final da viagem que os outros países estão a fazer? Juntando a isto também o facto de que estamos atrasados. Temos uma ambição grande de chegar a 2030 com 9% do gás substituído por biometano e, portanto, temos de recuperar caminho.

Os projetos não serão atrativos em termos de investimento caso não exista um mecanismo deste tipo?

Eu acho que é um mecanismo muito importante para o apoio dos projetos. Não é o único. Há um conjunto de mecanismos que têm vindo a ser estudados. Programas de apoio ao CAPEX (investimento), leilões, prémios de tarifa… e a conjugação destes mecanismos, depois tendo em conta também a diferença entre projetos. Há projetos de dimensão muito maior para os quais, porventura, o que fará sentido é um leilão. Para outros produtores de dimensão menor, uma tarifa garantida pode fazer sentido, um apoio ao CAPEX pode fazer sentido e, portanto, o que nós temos procurado, e isto tem sido debatido dentro do grupo de trabalho, é de facto quase um menu de mecanismos que possa estar organizado, tendo em conta as diferenças de projetos.

Falando precisamente de concursos, de avisos que possam abrir: Com a reprogramação do PRR (Programa de Recuperação e Resiliência) ficaram 20 milhões de euros disponíveis para apoiar um novo aviso focado nos gases renováveis, e a ideia será mesmo o biometano ser o protagonista. No entanto, em fevereiro deste ano houve um concurso em que só se recebeu uma candidatura na área do biometano, ficou muito abaixo da expectativa. Um próximo concurso arrisca-se a ficar também quase que vazio? Qual é que é a perspetiva?

O que nos parece é que um futuro leilão vai ser um passo importante, mas ele deve acontecer quando tivermos, de facto, este conjunto de regras, de mecanismos regulatórios, de cost sharing que eu há pouco referia. Os investidores e os promotores destes projetos precisam de saber com que linhas é que se vão cozer.

Eu acho que não podemos perder muito tempo, temos de ser ágeis, mas é importante consolidar este conjunto de regras, de mecanismos, de regulamentos. Só depois, então, sair com um novo concurso, com um novo processo, que me parece que terá condições para ter sucesso.

Essa consolidação das regras está a ser feita sobretudo no âmbito do grupo de trabalho do biometano?

Sim, o grupo de trabalho tem de facto trabalhado sobre estas matérias. Não nos podemos esquecer que depois surgiu também um grupo de trabalho com o regulador e que está também a analisar matérias, nomeadamente este tema da regulamentação para o cost-sharing.

O que nós temos procurado, e isto tem sido debatido dentro do grupo de trabalho, é de facto quase um menu de mecanismos que possa estar organizado, tendo em conta as diferenças entre projetos.

São grupos de trabalho paralelos, então?

Sim. E a nossa leitura é, de facto, com um diálogo muito fluído.

Mas qual é a expectativa, então, em termos da consolidação da regulação? Estará pronta no próximo ano?

Eu não gostaria de arriscar prazos. Mas a perspetiva que tenho é que, neste início do ano, deveríamos estar em condições de ter regras bem mais claras. Até por uma razão, que me parece importante: o apetite existe. Vemos também sinais, e não só nacional, mas muito a nível internacional. E não podemos esquecer que a Espanha, aqui ao lado, apesar de ter uma ambição para o biometano inferior à nossa — nós temos 9% em 2030, Espanha tem 1 ou 2% em 2030 –, tem um potencial. Está com cerca de cinco mil milhões de euros passíveis de serem investidos em projetos de produção de biometano. Também aqui nos temos de posicionar para que esta captura de investidores possa ficar no nosso país. Hoje em dia importamos o gás natural e podemos ter gás, que não é fóssil, é verde, produzido no nosso território. Ao mesmo tempo que estamos a resolver um problema de tratamento de resíduos.

A perspetiva que tenho é que início do próximo ano deveríamos estar em condições de ter regras bem mais claras.

Falava do volume de investimento que está em causa em Espanha. Aqui, em relação aos 11 projetos que se transformarão eventualmente em 50 até 2030: estamos a falar de um volume de investimento de que ordem?

Estes 50 projetos poderão representar cerca de 1,3 a 1,5 mil milhões de euros e produzir 2,7 TWh de biometano em 2030.

Sobre o grupo de trabalho: como é que têm decorrido os trabalhos? Já existe algum tipo de resultado para apresentar?

As reuniões começaram ainda antes de agosto. Há um primeiro conjunto de notas que foram retiradas e que depois definiram os passos seguintes que têm vindo a ser desenvolvidos. A informação que temos é que há já agora um trabalho mais detalhado e que eu diria quase de revisão legislativa para que algumas das conclusões se tornem uma realidade.

Ou seja, têm estado sobretudo a trabalhar nessas questões de afinar as regras para que se tornem possíveis os projetos.

Exato, e aquilo que poderá vir a ser a revisão legislativa.

E vão apresentá-las em breve ao Governo ou já tem havido esse diálogo?

Já há esse diálogo. O grupo tem uma coordenação e compete à coordenação estar também a partilhar com o governo as conclusões e a implementação dessas medidas. A informação que temos é que isso já está a decorrer. Temos uma razoável visibilidade de que se estão a começar a preparar essas revisões legislativas para que elas estejam no terreno.

Mais focado na vossa perspetiva, que passos é que deviam ser dados com mais urgência?

O que há pouco referia, o cost sharing, a partilha de custos, é uma medida que nos parece absolutamente essencial. E licenciamento mais ágil. Eu acho que estas são as duas grandes prioridades. Depois é preciso ver também aquilo que é preciso implementar para que a procura esteja assegurada. É absolutamente necessário que os clientes industriais estejam perfeitamente tranquilos com a garantia de que vão comprar um gás com um certificado verde, com uma garantia de origem, com uma prova de sustentabilidade, que possa ser aceite também para reduzir os seus encargos com o CO2 [dióxido de carbono]. Isto são regras que têm de ser perfeitamente estabelecidas. E juntaria mais uma, que em muitos países também já se vê concretizada, que é a obrigatoriedade de existirem valores mínimos de incorporação de gás renovável na parte da compra dos comercializadores.