Resolution of the Council of Ministers No. 41/2024 approving the Action Plan for Biomethane 2024-2040

ANEXO 1 Locais de injeção na rede nacional de gás e possíveis sistemas logísticos para o aproveitamento do potencial de injeção de biometano De maneira a apoiar um rápido desenvolvimento do mercado, um dos passos iniciais passa por avaliar de forma prospetiva o modo e locais de incorporação do biometano na rede nacional de gás. A figura A1 apresenta uma base visual das regiões com maior potencial de injeção tendo em conside- ração possíveis sinergias com o sistema nacional de gás natural (SNG). Figura A1. Estudo prospetivo sobre os locais de incorporação de biometano no SNG considerando os pontos de entrega nos quais se dá a transferência da gestão do gás. Cenário A: interligações estações de redução e medição de gás natural (ERMG) (pontos de entrega da rede nacional de transporte de gás natural (RNTGN); e Cenário B: Interligações unidades autónomas de gás (UAG) (pontos de entrega para redes de distribuição isoladas Em termos logísticos são considerados dois cenários: um primeiro onde o biometano é injetado na forma comprimida nas redes de distribuição (entre 20 e 4 bar) e um segundo onde o offtake é realizado na forma liquefeita através de pipelines virtuais. Em ambos os casos, as zonas com maior potencial de injeção de biometano são inferidas pela criação de buffers [até 25 km (45)(46)] em torno dos pontos Resolução do Conselho de Ministros n.º 41/2024 de interface do SNG. No cenário A, é considerada a localização geográfica das ERMG que asseguram a interligação física entre a RNTGN e a RNDGN (interligações ERMG) e no cenário B a localização geo- gráfica das UAG que garantem a interligação com redes de distribuição isoladas em alguns concelhos (interligações UAG). Desta maneira, e não tendo sido possível obter informação georreferenciada das redes de distribui- ção a baixa pressão a nível local, a figura representa uma primeira aproximação ao potencial de injeção de biometano nestas redes. Tendo em conta o critério da proximidade com o SNG, verifica­‑se que as regiões de maior potencial se situam no litoral e no interior norte do país. Ainda assim, esta análise é preliminar e não dispensa um estudo mais detalhado onde se incluam fatores como o potencial de produção de biometano a nível regional e outras características da rede de gás (capacidades, etc.) de acordo com o sugerido na L6. 36/51 1.ª série N.º 54 15-03-2024

ANEXO 2 Metodologia de cálculo para estimativa do potencial de biogás e biometano Neste anexo é apresentada a metodologia de cálculo utilizada para estimar o potencial de biogás e de biometano a partir de cada uma das matérias­‑primas consideradas no contexto do Plano de Ação para o Biometano. São consideradas três tipologias de potencial de acordo com as seguintes definições: a) Potencial teórico, em que é assumido que toda a matéria­‑prima disponível a nível nacional é convertida em biogás; b) Potencial técnico, em que apenas uma percentagem da matéria­‑prima é considerada utilizável devido a restrições de recolha ou utilização para fins não energéticos; c) Potencial de implementação, em que é considerada a competição pelo uso da matéria­‑prima para fins energéticos no contexto nacional e pela utilização final do biogás produzido para a produção de eletricidade, cogeração ou upgrading para biometano. Assim, o potencial técnico tem em consideração a quantidade de matéria­‑prima que pode ser efetivamente recolhida e/ou encaminhada para valorização, o que permite uma estimativa mais rea- lista, enquanto o potencial de implementação tem em conta a competição pelos recursos e pelo biogás produzido no contexto da matriz energética nacional. Nestas estimativas, são assumidas percenta- gens de potencial técnico para cada matéria­‑prima, em linha com vários relatórios a nível europeu, e percentagens de utilização de recursos e de biogás de acordo com o modelo energético nacional «Janus» [Janus 5.5 release 2023.05.05 (3) (47) (49)]. Para a determinação do potencial teórico e técnico de biometano, é considerada uma composição de biogás entre 50 % e 55 % (%v/v CH4), de acordo com a matéria­‑prima como detalhado de seguida. Efluentes pecuários (48) (Estrumes e chorumes) Para o cálculo do potencial de produção de biogás destes resíduos consideraram­‑se as espécies bovina, suína, ovina, caprina e avícola. Esta seleção deve­‑se ao facto de estas serem as espécies com maior representatividade no setor pecuário a nível nacional. Para todas as espécies, com exceção da aví- cola, foram considerados os efluentes produzidos em explorações intensivas. As explorações extensivas foram consideradas para os 10 concelhos com maior produção de efluentes e apenas para as espécies bovina e suína pelo facto de a produção estar mais concentrada geograficamente e ser neste tipo de explorações em que é mais viável a recolha e aproveitamento centralizado da matéria para digestão anaeróbia. Já para as explorações de aves, considerou­‑se a estimativa do efluente gerado tendo em conta o efetivo animal existente em Portugal continental. O cálculo do potencial teórico foi determinado de acordo com a equação: Vbiogás = EP × %ST × %SV × BiogásVol em que: Vbiogás — Produção de biogás (m3/ano); Resolução do Conselho de Ministros n.º 41/2024 EP — Estrume produzido (ton/ano); %ST — Sólidos totais (%); %SV — Sólidos voláteis (%ST); BiogásVol — Volume de biogás (m3/tonVS). Na tabela A1 são apresentados os valores utilizados no cálculo do potencial teórico. Para a esti- mativa do potencial técnico assumiu­‑se que 70 % (49) da matéria­‑prima (85 % no caso das aves) pode ser valorizada, sendo todo o potencial técnico encaminhado para a produção de biogás, do qual 90 % é utilizado para a produção de biometano. 37/51 1.ª série N.º 54 15-03-2024 Tabela A1 — Fatores de conversão para a estimativa do potencial de produção de biogás a partir de estrume (50) Quantidade (*) Sólidos totais Sólidos voláteis Produção de biogás % Volume Espécie [m3] [%] [% ST] [m3/tonVS] (CH4) Bovinos 7 852 930 8.50 76.5 230 55 Suínos 3 636 525 6.05 72.5 360 55 Ovinos e caprinos 3 086 998 35.00 22.6 1 50 Avícola 1 335 024 19.5 76.0 300 55 (*) Dados ENEPAI. Resíduos agrícolas O potencial técnico para os resíduos agrícolas foi estimado tendo em conta restrições na sua reco- lha, considerando, nomeadamente, a sua utilização na remediação de solos ou forragens para animais. Desta forma, o potencial técnico para estes resíduos corresponde apenas à remoção sustentável de sobras nos terrenos agrícolas, o que resulta na sua utilização sustentável para fins energéticos (49), tal como apresentado na tabela A2. Tabela A2 — Estimativa do potencial técnico de biogás a partir de resíduos agrícolas (49) Quantidade (*) Potencial sustentável Matéria seca Produção de biometano Recolha sustentável % Volume (CH4) [ton] de utilização [%] [m3 CH4/kg matéria­‑seca] [%] [%] 2 788 491 76 0.235 30 75 60 (*) Dados LNEG. Do potencial técnico estimado, considera­‑se que 56 % será encaminhado para a produção de biogás em 2030 (com crescimento para 83 % em 2040) e 90 % do biogás produzido será convertido em biometano em ambos os anos, devido ao encaminhamento da matéria­‑prima para utilizações energé- ticas alternativas, como a produção de eletricidade ou de biocombustíveis avançados. Resíduos agroindustriais O potencial técnico de biogás para os resíduos agroindustriais corresponde ao produto da quantidade de efluente produzida pela sua carga orgânica (CQO) e pela produtividade de biogás (Nm3 biogás/kgCQO), tal como apresentado na tabela A3 e de acordo com a equação: Vbiogás = AR × CQO × BiogásVol em que: Vbiogás — Produção de biogás (m3/ano); AR — Água residual produzida (m3 água residual/tonproduto/ano); Resolução do Conselho de Ministros n.º 41/2024 CQO — Carência química de oxigénio (kg CQO/m3); BiogásVol — Produtividade de biogás (m3/m3água residual). Tabela A3 — Estimativa do potencial de produção de biogás a partir de resíduos agroindustriais (49) Quantidade (*) Água residual industrial Produção de biogás %Volume CQO (kg CQO/m3 água residual) [ton] (m3água residual/tonprod) (Nm3 biogás/kg CQO) (CH4) 330 000 10 13.63 0.482 57 (*) Dados LNEG. 38/51 1.ª série N.º 54 15-03-2024 Na estimativa deste potencial assumiu­‑se que 80 % (49) da matéria­‑prima está disponível para valorização e 75 % pode ser encaminhada para produção de biogás em 2030 (80 % em 2040) sendo a res- tante percentagem utilizada para a produção de biocombustíveis avançados. Em linha com os recursos anteriores, 90 % do biogás produzido é convertido em biometano em ambos os horizontes temporais. RU (fração orgânica) Nesta categoria é considerada a fração orgânica (FO) contida nos RU (45 %) recolhidos de forma indiferenciada, o que corresponde a cerca de 1,8 Mton de biorresíduos, de acordo com o Relatório Anual Resíduos Urbanos 2021 (51). Assumindo­‑se desde já a impossibilidade da recolha total da FO, na estimativa do potencial técnico considerou­‑se que 68,5 % (47) da FO disponível pode ser encaminhada para produção de biogás o qual contém 55 % de CH4 em volume (49). A quantidade de biogás produzida é determinada a partir da seguinte equação: Vbiogás = Fração orgânicaRSU × BiogásVol em que: BiogásVol — Produtividade de biogás (130 m3 de biogás/tonresíduo) Já para a estimativa do potencial de implementação da FO, considera­‑se que 90 % do seu potencial técnico será encaminhado para a produção de biogás em 2030 (100 % em 2040), sendo 90 % desse biogás purificado em biometano em 2030 e 2040. Lamas de estações de tratamento de águas residuais Para a produção de biogás a partir de lamas de estações de tratamento de águas residuais (ETAR) considerou­‑se que 77,5 % (49) da matéria­‑prima está disponível para valorização e a totalidade deste potencial será encaminhado para produção de biogás em 2030 e 2040 com 90 % de conversão do biogás em biometano em ambos os horizontes temporais. O potencial técnico foi estimado a partir da equação seguinte onde 60 % do volume do biogás corresponde a CH4, de acordo com a Tabela 5: VBiogás = LE × %ST × %SV × BiogásVol em que: VBiogás — Produção de biogás (m3/ano) LE — Lamas de ETAR (ton/ano) %ST — Sólidos totais (%) %SV — Sólidos voláteis (%ST) BiogásVol — Produtividade de biogás (m3/m3água residual) Tabela A4 — Estimativa do potencial de produção de biogás a partir das lamas de ETAR (52) (53) Quantidade lamas (*) [ton] Sólidos totais [%] Sólidos voláteis [% ST] Volume de biogás [m3/tonVS] Resolução do Conselho de Ministros n.º 41/2024 579 739 20 70 300 (*) Dados ERSAR. Gaseificação Esta tecnologia é considerada na estimativa do potencial de biometano utilizando apenas resíduos florestais como matéria­‑prima. Assumiu­‑se que 0,3 e 10 % dos resíduos florestais produzidos a nível nacional poderão ser encaminhados para gaseificação em 2030 e 2040, respetivamente, tendo em conta a sua utilização em mercados como o da produção de eletricidade, cogeração, hidrogénio, entre outros. Para esta estimativa considerou­‑se uma quantidade de 7,3 milhões de toneladas de resíduos (Fonte: LNEG) e assumiu­‑se um fator de conversão de biomassa florestal em biometano de 0,200 kg de CH4/kg de biomassa (54). 39/51 1.ª série N.º 54 15-03-2024 Power­‑to­‑methane O conceito Power­‑to­‑methane (PtM) é um método de produção de metano renovável (e­‑metano) baseado na tecnologia de metanação, também conhecido como processo de Sabatier, que envolve a hidrogenação do CO2 de acordo com a equação: Para o cálculo do potencial de produção derivado do PtM assumiu­‑se a estequiometria da reação como apresentada na equação acima, e apenas foi considerado o CO2 biogénico proveniente do upgrading do biogás, assumindo­‑se a disponibilidade de H2 verde produzido por eletrólise da água. A composição base do biogás utilizada para a estimativa foi, como já referido, de 55 % (%v/v CH4). Tendo em conside- ração o grau de maturidade da tecnologia e as estimativas crescentes para a produção de H2 verde no território nacional, estimou­‑se que 10 % e 90 % do CO2 biogénico produzido nas unidades de biogás será convertido em biometano em 2030 e 2040, respetivamente.

ANEXO 3 Principais barreiras ao desenvolvimento do mercado de biometano em Portugal Tabela A5 — Sumários das principais barreiras que limitam o desenvolvimento do mercado de biometano nacional e correspondência com as linhas de ação propostas no Plano de Ação para o Biometano (PAB) (55) (56) (57) (58) Tipo Barreira Descrição Linha de ação Económico Necessidade de garantir apoios A inexistência de um «modelo de L1. Prosseguir um quadro de apoios à produção de biometano negócio» para o biometano é uma à produção de biometano das principais barreiras para os Falta de investimento do setor L3. Fomentar a reconversão de uni- proponentes de instalações de bio- privado dades de biogás já existentes para metano já que estas não têm via- biometano e acelerar a implementa- bilidade em condições normais de ção de projetos já aprovados e/ou em mercado desenvolvimento no setor agropecuá- A promoção de sistemas de apoios rio e agroindustrial e soluções de financiamento favo- L13. Definir estrategicamente a loca- ráveis como forma de atrair o setor lização de comunidades de biome- privado para o biometano tano ou pipelines virtuais (transporte rodoviário de mercadorias e marítimo) para a produção de biometano e sua injeção na rede de gás L17. Reforçar a avaliação estratégica para a concretização do potencial de biometano e utilização do CO2 biogé- nico por tecnologias inovadoras iden- tificadas como de especial interesse Resolução do Conselho de Ministros n.º 41/2024 Social/Ambiental Sustentabilidade da cadeia de A falta de soluções de mercado L5. Explorar oportunidades para valor para o digerido é um dos fatores o biometano no setor dos transportes que pode resultar num desenvolvi- e incentivar o consumo de biometano Desconhecimento do setor mento menos sustentável da fileira na indústria, em particular nas indús- e falta de divulgação das van- tagens do biometano para do biometano em Portugal. É tam- trias abrangidas pelo SGCIE. o público em geral, potenciando bém importante diversificar o uso L15. Implementar uma estratégia para o fenómeno NIMBY do biometano como biocombustível o digerido enquanto matéria fertili- Da mesma forma, a falta de comuni- zante de modo a permitir o cresci- cação com o público em geral pode mento do mercado de biometano também levar à perda de oportunida- des na transição energética e social L18. Garantir uma utilização susten- que representa para Portugal tável do potencial de biometano em Portugal 40/51 1.ª série N.º 54 15-03-2024 Tipo Barreira Descrição Linha de ação L19. Aumentar a consciencialização e capacitar a indústria nacional para o aproveitamento do potencial do biometano nos principais setores de interesse, utilizando os roteiros, clus‑ ters e sistemas já existentes L20. Integrar a sociedade civil e os órgãos de administração pública regio- nais e locais no desenvolvimento do setor e promover um envolvimento participativo de todos os atores na cadeia de valor Tecnológico Garantir a quantidade e quali- A importância de assegurar a qua- L2. Efetivar a recolha seletiva de dade das matérias­‑primas lidade e quantidade de matérias­ biorresíduos e capacitar os SGRU ‑primas, bem como definir o seu a maximizar a valorização orgânica Foco excessivo na tecnologia custo ou possível receita revelam­ por digestão anaeróbia de digestão anaeróbia ‑se essenciais para garantir a viabi- L12. Promover a codigestão de lidade financeira da cadeia de valor matérias­‑primas complementares sem do biometano comprometer benefícios ambientais A utilização exclusiva do processo L11. Diversificar a base tecnológica de digestão anaeróbia é um dos de produção de biometano além da principais desafios do setor de digestão anaeróbia modo a conseguir escalar a produ- ção de biometano L16. Promover a inovação na cadeia de valor, incluindo a valorização do digerido, valorização do CO2 resul- tante do processo de purificação do biogás e o uso de tecnologias alter- nativas de produção de biometano em diferentes setores de atividade Regulamentar Necessidade de regulamenta- A regulamentação existente pode L4, L6 e L7. Estabelecer metas e pro- ção específica ser mais favorável ao biometano, mover a injeção de biometano nas essencialmente, ao nível dos pro- redes de distribuição Promover o desenvolvimento cessos de licenciamento (industrial das cadeias de abastecimento L8. Clarificar o quadro regulamentar e ambiental) e autorização de novos ao nível das matérias­‑primas e agilizar os processos de licencia- projetos, assim como nas condições Necessidade de harmonização mento de acesso e priorização da ligação das políticas públicas às infraestruturas de distribuição L14. Estimular a criação de soluções de gás. de recolha centralizadas a nível regio- nal a associadas a comunidades de Por outro lado, as dificuldades biometano ou pipelines virtuais para com a logística associada à reco- garantir acesso a matérias­‑primas de lha das matérias­‑ primas para qualidade a produção de biometano, assim como a cadeia de abastecimento L9. Incentivar as entidades gestoras e a logística inversa de escoa- do setor das águas residuais a utilizar mento do digerido são outras das e maximizar a digestão de lamas barreiras que dificultam o desen- L10. Escalar a valorização orgânica de volvimento do setor. efluentes pecuários e agroindustriais Resolução do Conselho de Ministros n.º 41/2024 Por fim, a falta de harmonização para a produção de biometano entre instrumentos públicos de planeamento setorial (Plano Estra- tégico para os Resíduos Urbanos 2030, Estratégia Nacional para os Efluentes Pecuários e Agroindus- triais 2030, entre outros) pode tam- bém dificultar o aproveitamento do potencial do biometano 41/51 1.ª série N.º 54 15-03-2024

ANEXO 4 Panorama de incentivos à produção de biogás e biometano a nível europeu Tabela A6 — Sumário dos incentivos mais relevantes à produção de biogás e biometano a nível europeu Instrumentos e políticas para o biogás e biometano Países Políticas económicas Políticas regulatórias Finalidade Horizonte temporal Alemanha • Sistema de licitação sem diferen- • Registo de biometano Produção 10­‑20 anos ciação do uso do biometano • Meta de 80 % de energia reno- • Taxas mais elevadas para a diges- vável até 2050 tão anaeróbia de resíduos pecuários • Empréstimos a juros baixos para o investimento em biogás Dinamarca • FiP 35­‑55 €/MWh dependendo da • Registo de biometano Produção 10 anos utilização • Meta de rede de gás 100 % • Impostos sobre veículos e com- renovável até 2050 bustíveis (mais elevados para os combustíveis fósseis) França • FiT 46‑139 €/MWh, para o biome- • Garantias de origem do bio- Produção 15­‑20 anos tano injetado na rede, com contrato metano; de compra anterior a 23 de novem- bro de 2020, consoante a dimensão • Meta de produzir 70 TWh de da instalação e os tipos de matéria­ biogás até 2035 ‑prima, durante 15 anos • No caso de biometano injetado na rede, com contrato de compra após 23 de novembro de 2020, e com uma previsão de produção anual inferior ou igual a 25 GWh/ano (300 Nm3/h), as tarifas de referência variam entre 55 e 99 €/MWh para instalações de armazenamento de resíduos não perigosos (aterros sanitários), e 86 a 122€/MWh para outras instala- ções Itália • Incentivos compostos por dois • Registo de biometano Produção 15­‑20 anos modos de compensação: • Meta de 10 % de biocombus- i) Subvenção de capital que cobre tíveis no setor dos transportes até 40 % dos custos de investi- mento elegíveis para a construção • Decreto Italiano do Ministé- ou reconversão de unidades de pro- rio da Transição Ecológica, de dução de biometano; 15 de setembro de 2022 ii) FiP com base num princípio concorrencial. A tarifa de referên- cia (€/MWh) para as instalações do tipo A (agrícola) e B (resíduos Resolução do Conselho de Ministros n.º 41/2024 orgânicos), bem como um prémio de incentivo tarifário que tem em conta a evolução dos preços do gás, para além da Garantia de Origem. Unida- des Tipo A (< 100 m3/h 115 €/MWh; > 100 m3/h 110 €/MWh); Unidades Tipo B 62 €/MW. Noruega • Isenção fiscal 20 €/MWh para uti- • Meta de 30 % de resíduos pecuá- Produção/consumo 1 ou alguns anos lização no transporte rios para digestão anaeróbia • Prémio para a digestão anaeróbia de resíduos pecuários até 70 €/MWh • Apoio ao investimento até 40 % dos custos 42/51 1.ª série N.º 54 15-03-2024 Instrumentos e políticas para o biogás e biometano Países Políticas económicas Políticas regulatórias Finalidade Horizonte temporal Países Baixos • FiP 16­‑60 €/MWh para o biome- • Registo de biometano Produção Até 12 anos tano injetado na rede • Garantias de origem para o bio- metano Reino Unido • CfD 36­‑86 €/MWh para o biome- • Garantias de origem dos gases Produção 15­‑20 anos tano injetado na rede renováveis • Apoio ao investimento até 50 % • Meta de 10 % de biocombus- tíveis no setor dos transportes Suécia • Isenção fiscal de 3­‑30 €/MWh • Meta para produzir 10 TWh em Produção/consumo 1 ou alguns anos dependendo da utilização 2030 (proposta) • Prémio para a digestão anaeróbia de resíduos pecuários até 40 €/MWh • Apoio ao investimento até 50 % • Até 0,30 €/kWh para o biometano • Até 0,45 €kWh para o biometano liquefeito (bio­‑LNG)

ANEXO 5 Cenários e modelo económico simplificado para unidades técnicas de referência para produção de biometano em Portugal O modelo económico desenvolvido no âmbito do Plano de Ação para o Biometano tem como objetivo estabelecer uma base indicativa para a implementação de um quadro de incentivos à produ- ção de biometano. Dado o mercado a nível interno estar ainda numa fase embrionária, destacam­‑se como principais obstáculos ao desenvolvimento da cadeia de valor os elevados custos de produção de biometano e o maior risco e incerteza associados ao investimento em novos projetos num mercado com estas características. Para além do risco comercial relacionado com a venda do biometano em condições de mercado, existem ainda alguns riscos tecnológicos associados à produção do biogás. Apesar da digestão anaeróbia ser neste momento uma tecnologia madura e bem estabelecida a nível comercial, a experiência nacional em termos de operação de digestores é ainda limitada, existindo, no geral, pouca familiaridade com a tecnologia em certos setores estratégicos, especialmente na agro- pecuária e nas agroindustriais. Assim, considera­‑se que um quadro de incentivos equilibrado para o biometano deve ter como propósito minimizar o risco de mercado associado a novos projetos, atrair investidores para a cons- trução de novas unidades de produção a partir de resíduos e encorajar os atuais produtores de biogás a reconverter as suas unidades para esta finalidade. Acresce que este modelo económico está em linha com a necessidade de os Estados­‑Membros Resolução do Conselho de Ministros n.º 41/2024 cumprirem as metas do RePowerEU, que na prática propõe um aumento de quase 10 vezes na produção e consumo de biometano na UE até 2030, dos atuais 3­‑4 bcm para 35 bcm (biliões de metros cúbicos). Portugal, sendo um país onde ainda não existe um mercado de biometano, necessita de realizar um esforço superior comparativamente com outros países europeus. Após consulta ao mercado e demais partes interessadas do setor, foram avaliadas duas cadeias de valor de produção de biometano consideradas mais relevantes para Portugal no curto­‑prazo: pro- dução de biometano com injeção na rede de gás natural próximo do local de produção (uso no setor doméstico e industrial) e produção de biometano com liquefação e transporte por estrada através de pipeline virtual (uso na mobilidade, sobretudo transporte pesado rodoviário de mercadorias e passagei- ros, recolha de RU e transporte marítimo). Apesar de a cadeia de valor associada a cada projeto poder variar de forma significativa, por exemplo ao nível da matéria­‑prima utilizada, do tipo de tecnologia de 43/51 1.ª série N.º 54 15-03-2024 digestão anaeróbia e de upgrading ou da capacidade de produção, considera­‑se que a utilização destas cadeias de valor acomoda diferentes tipologias de projeto, centrando esforços nas mudanças­‑chave para o desenvolvimento do mercado de biometano a nível nacional. Com o objetivo de estimar a remuneração necessária para o biometano, consideraram­‑se os cená- rios de referência apresentados na tabela A7, considerados adequados para um desenvolvimento sus- tentado do setor do biometano e tendo em conta a necessidade de estimular o tratamento dos resíduos em Portugal, especialmente efluentes agropecuários e/ou agroindustriais, através da digestão anaeróbia e outras tecnologias inovadoras. Refira­‑se que os cenários utilizados podem não ter em conta todas as especificidades dos setores produtores de matérias­‑primas com potencial de produção de biometano. É o caso do setor dos RU onde as instalações de digestão anaeróbia de biorresíduos compreendem um conjunto de etapas indispensáveis (pré­‑tratamento e gestão/valorização do digerido), a que acresce a sua localização tendencialmente em meio urbano e um quadro legislativo aplicável mais exigente, que resultam em CAPEX e OPEX significativamente elevados, tal como apresentado na tabela A8 para uma instalação de referência em Portugal na ordem das 50 000 t/ano de biorresíduos. Tendencialmente, um quadro de incentivos equilibrado e capaz de acelerar o mercado do biometano no setor dos RU, tanto ao nível da reconversão da produção atual como da instalação de novas unidades de digestão anaeróbia de biorresíduos com upgrading do biogás para biometano, terá de ter em conta estas especificidades. Tabela A7 — Cenários de referência para a produção e utilização de biometano em Portugal (aplicáveis à generalidade das matérias­‑primas com exceção dos biorresíduos) Unidade técnica de referência Cenário de referência Utilização para o biometano CAPEX | OPEX em Portugal Ação 1 Injeção de biometano na rede 1,43 M€ (1) | 0,15 M€ (2) (incluindo 250 Nm3/h de biometano (Reconversão da produção de bio- de gás natural próximo do custo de oportunidade do biogás) gás já existente para biometano) local de produção para uso no setor doméstico ou industrial Ação 2 9,8 M€ (1) | 0,8 M€ (2) (Construção de novas unidades de digestão anaeróbia e upgra‑ ding de biogás para biometano) (1) O CAPEX inclui todos os custos de engenharia, construção e arranque da unidade técnica de digestão anaeróbia de efluentes pecuários, incluindo purificação do biogás e injeção na rede, se aplicável, e excluindo o eventual pré­‑tratamento dos resíduos. (2) O OPEX engloba custos de eletricidade, manutenção preventiva e operação com presença física no local, excluindo custos de gestão e transporte de matérias­ ‑primas ou digerido dada a sua relação com as especificidades do projeto. Tabela A8 — CAPEX e OPEX para a unidade técnica de referência em Portugal no setor dos RU Unidade técnica de referência para biometano CAPEX OPEX em Portugal no setor dos RU 50 000 t/ano de biorresíduos (500 Nm3/h de 50 M€ (1) | 1000 €/t de biorresíduos 6,5 M€ (2) | 130 €/t de biorresíduos biometano) (1) O CAPEX inclui todos os custos de engenharia, construção e arranque da unidade técnica de digestão anaeróbia de biorresíduos, incluindo pré­‑tratamento dos resíduos, purificação do biogás e injeção na rede, e gestão/valorização do digerido. (2) O OPEX engloba custos de eletricidade, combustível e outros consumíveis, manutenção preventiva e operação com presença física no local, assim como todos os custos de gestão e transporte de matérias­‑primas ou digerido. Resolução do Conselho de Ministros n.º 41/2024 Para o modelo económico apresentado, centrado nos efluentes agropecuários e/ou agroindustriais, a unidade técnica de referência considerada corresponde a uma unidade de produção de 250 Nm3/h de biometano a partir da conversão biológica anaeróbia de efluentes agropecuários e/ou agroindustriais em biogás (aproximadamente 500 Nm3/h), incluindo múltiplos produtos de entrada em codigestão. Os valores relativos a custos de investimento (CAPEX) e operação (OPEX) da unidade técnica foram obtidos após consulta ao mercado nacional e integrados no modelo segundo os seguintes princípios: • A unidade técnica tem um tempo de vida de 15 anos com um fator de carga de 7800 horas/ano; • Os equipamentos têm um tempo de vida e de depreciação de oito anos, ao fim dos quais é neces- sário um reinvestimento para a sua requalificação no valor de 10 % do investimento inicial; • O custo médio ponderado do capital (WACC) para este tipo de projetos é de 9 % (59). 44/51 1.ª série N.º 54 15-03-2024 Para além destas premissas, o modelo económico desenvolvido considera ainda que o retorno do investimento inicial de um dado projeto de biometano deve refletir todos os riscos associados à implementação de tecnologias num mercado relativamente pequeno e imaturo, como o português. Neste contexto, e cumprindo o princípio da proporcionalidade que orienta as ajudas de estado a nível europeu, estabelece­‑se que a rentabilidade implicada pelas eventuais medidas de apoio (TIR de pro- jeto) permanece abaixo do custo médio ponderado do capital exigido pelo mercado para este tipo de investimentos que se estabelece em 9 % (TIR). Assim, considera­‑se que uma TIR de 9 % é suficiente para incentivar o desenvolvimento do mercado em Portugal e transmitir confiança aos investidores. As tabelas A9 e A10 apresentam os resultados obtidos do modelo económico para os dois cenários de referência estabelecidos. Tabela A9 — Resultados da simulação económica simplificada realizada para a reconversão da produção de biogás já existente para biometano Cenário de referência Componente Apoio CAPEX 0 % Ação 1 (Reconversão da produção de biogás já existente para biometano) Custo biogás (1) 35 €/MWh CAPEX Upgrading + 10 €/MWh OPEX Upgrading + 8 €/MWh CAPEX Injeção + 7 €/MWh LCOE biometano 60 €/MWh Impostos + 2 €/MWh Preço final (TIR de 9 %) (2) 62 €/MWh (1) Custo de oportunidade da não utilização do biogás para produção de energia elétrica, considerando uma amortização quase total dos custos de investimento (principalmente o motogerador). (2) Receita equivalente de eletricidade correspondente a 143 €/MWhe. Racional: 1 Nm3 biogás ~ 0.6 Nm3 biometano (biogás 6 kWh/Nm3 ~ biometano ~10 kWh/Nm3); logo, 6 kWh biogás ~ 6 kWh biometano — (eficiência da combustão de biogás para produção elétrica em motogerador ~ 0.33 %); logo, 2 kWh biogás ~ 6 kWh biometano ou 1 kWh biogás ~ 3 kWh biome- tano, o que daria cerca de 40 €/MWh (considerando o valor de 120 €/MWh da remuneração atual para a eletricidade). Tendo em conta os benefícios já tidos em produção em regime especial considera­‑se, neste modelo, um valor imediatamente abaixo (35 €/MWh). Tabela A10 — Resultados da simulação económica simplificada realizada para a construção de novas unidades de digestão anaeróbia e upgrading de biogás para biometano, excluindo custos rela‑ cionados com o transporte e gestão de matérias­‑primas e digerido (cenário representativo para a generalidade das matérias­‑primas com exceção dos biorresíduos) Cenário de referência Componente Apoio CAPEX 0 % Apoio CAPEX 40 % (1) Ação 2 (Construção de novas unidades de digestão CAPEX digestão anaeróbia 54 €/MWh 32 €/MWh anaeróbia e upgrading de biogás para biometano) Resolução do Conselho de Ministros n.º 41/2024 OPEX digestão anaeróbia + 36 €/MWh + 36 €/MWh LCOE biogás 90 €/MWh 68 €/MWh CAPEX Upgrading + 11 €/MWh + 7 €/MWh OPEX Upgrading + 8 €/MWh + 8 €/MWh CAPEX Injeção + 7 €/MWh + 5 €/MWh LCOE biometano 116 €/MWh 88 €/MWh Impostos + 9 €/MWh + 5 €/MWh Preço final (TIR de 9 %) 125 €/MWh 93 €/MWh (1) Valor de apoio ao CAPEX considerado tendo em conta as práticas atuais no âmbito do regime de incentivos do PRR. 45/51 1.ª série N.º 54 15-03-2024 Os resultados apontam para preços finais do biometano entre os 62 €/MWh (unidades de biogás existentes + upgrading para biometano) e os 125 €/MWh (considerando a construção de novas unida- des de biogás e upgrading para biometano), não contemplando qualquer apoio ao CAPEX. Por outro lado, quando se consideram utilizações alternativas para o biometano na mobilidade que incluam investimentos em liquefação ou concentração, os preços atingidos são substancialmente superiores atingindo valores de 165 €/MWh (sem apoio ao CAPEX) ou 125 €/MWh (considerando um apoio ao CAPEX de 40 %). Contudo, não se advoga o uso de incentivos do Estado para esta cadeia de valor do setor dos transportes, porquanto no âmbito da RED II já existem incentivos financeiros (via isenção de imposto sobre produtos petrolíferos e energéticos e recompensa em Títulos de Biocombustível duplos) para o biometano enquanto biocombustível avançado. Os resultados apresentados nas tabelas A9 e A10 refletem o preço que o produtor teria de atingir para cobrir os custos de produção do gás renovável acrescido de um retorno de investimento não superior às atuais práticas de mercado (WACC), respeitando o princípio da proporcionalidade nas ajudas de estado. A análise económica deixa claro que na ausência de incentivos, e em condições de mercado, os projetos de biometano considerados não resultariam em taxas de retorno positivas (e consequente valor atual líquido bastante negativo), tornando estes investimentos pouco atrativos para os investidores. Assim, e de modo a incentivar o desenvolvimento da indústria em Portugal, os resultados apurados podem ser vistos como preços de referência para o desenho de um quadro de incentivos ao biometano baseado em CfD. Estes contratos são acordos de longa duração que permi- tem aos promotores de projetos em novas tecnologias estabilizar as receitas resultantes da venda de energia ou produtos energéticos em torno de um valor máximo pré­‑acordado (strike price). Desta forma, se o valor máximo contratualizado for superior ao preço de mercado (reference price), o produtor de biometano é remunerado pela diferença. Por outro lado, se o preço de mercado for superior ao strike price pré­‑acordado, é o promotor do projeto que remunera a entidade governamental, garantindo­‑se assim um «custo justo» para a sociedade. Baseado nos resultados da simulação económica, a tabela A11 apresenta valores médios para a remuneração do biometano resultantes da implementação de um esquema CfD hipotético que uti- liza como reference price para o biometano o preço de mercado do seu substituto fóssil, o gás natural (~50 €/MWh), e a taxa de CO2 (~80 €/tCO2, sendo expectável que no futuro o valor seja superior). Tabela A11 — Estimativas para a implementação de um esquema de incentivos baseado em contratos por diferença para os cenários de referência considerados Preço médio gás natural 50 €/MWh (1) — — Taxa média CO2 80 €/tCO2 (2) Cenário de referência – Apoio CAPEX 0 % Ação 1 (Reconversão da produção de biogás já existente TIR 9 % 62 €/MWh para biometano) CfD (remuneração) ­‑ 4 €/MWh ­– Apoio CAPEX 0 % Apoio CAPEX 40 % Ação 2 (Construção de novas unidades de digestão TIR 9 % 125 €/MWh 93 €/MWh Resolução do Conselho de Ministros n.º 41/2024 anaeróbia e upgrading de biogás para biometano) CfD (remuneração) 59 €/MWh 27 €/MWh ( ) MIBGAS, Organised Gas Market Annual Report, 2021 1 (2) https://tradingeconomics.com/commodity/carbon Através da utilização deste mecanismo, estima­‑se que o incentivo médio para a reconversão de unidades atuais seja negativo, recebendo os promotores do projeto previsibilidade e estabilidade em relação a flutuações nas condições do mercado. Já o incentivo necessário para o desenvolvimento da fileira do biometano baseado na implementação de novas unidades de biogás e upgrading situar­‑se­‑ia entre 27­‑59 €/MWh com e sem apoio ao CAPEX de 40 %, respetivamente. Uma melhor tradução prática da fórmula de cálculo que indique a remuneração mínima pretendida poderia utilizar os valores reais do custo de gás natural e do CO2 com atualizações, por exemplo, numa base mensal, e ter em conta a emissão das garantias de origem associadas à produção de biometano, cujo valor da venda poderá 46/51 1.ª série N.º 54 15-03-2024 reverter para o financiamento do esquema de incentivos tendo em conta o sobrecusto de produção em relação ao gás natural. Em alternativa, podem também ser consideradas outras formas de cálculo da remuneração que considerem os valores de mercado do gás natural acrescidos de um delta renovável ou verde numa lógica da valorização do produto renovável. Convém destacar que estes apoios, apesar de resultarem em sobrecustos em relação ao gás natural, estão ligados a falhas de mercado onde a livre concorrência não acompanha os benefícios sociais associados à adoção de novas tecnologias. Considerando o custo social das emissões de GEE, designadamente CH4 e CO2, associadas a resíduos não tratados, assim como as emissões e custos económicos associados à importação e utilização de gás natural, a análise custo­‑benefício de um eventual esquema de apoio à produção de biometano deverá representar um valor acrescentado para a sociedade, tendo em conta as externalidades ambientais evitadas pela sua produção. Aliás, utilizando a metodologia anteriormente apresentada no relatório «Contributo dos Resíduos Urbanos para a Descarbonização da Economia Nacional», produzido em 2021 pelo grupo de trabalho criado para identificar e propor as medidas necessárias para que os resíduos urbanos tenham um con- tributo mais relevante para a descarbonização da economia nacional, estima­‑se para que a conversão destes resíduos em biometano resulte numa mais­‑valia «socialmente justa» de 3,87 €/kg (287 €/MWh). Ou seja, mesmo que o biometano fosse remunerado ao valor de 287 €/MWh, os benefícios sociais ultrapassariam os custos económicos de um eventual apoio à produção, de acordo com os valores apresentados nas tabelas A7­‑A11. Este valor de 287 €/MWh já contabiliza as emissões CO2­‑eq. evitadas pela não deposição em aterro da fração orgânica dos RU e a redução da fatura energética associada às importações de gás natural. Estas observações deverão, no entanto, ser confirmadas através de uma análise custo­‑benefício completa e transparente para o aproveitamento do potencial de biometano em Portugal a partir dos vários fluxos de resíduos gerados.

ANEXO 6 Avaliação do princípio «Não Prejudicar Significativamente» para o desenvolvimento da fileira do biometano em PortugaL Tabela A12 — DNSH no contexto da produção de biometano de acordo com o artigo 17.º do Regulamento Taxonomia Metas ambientais Contributo Mitigação das alterações climáticas • Construção e exploração de instalações dedicadas ao tratamento dos biorresíduos pro- venientes da recolha seletiva, por digestão anaeróbia, para produção e utilização do biogás e do digerido e/ou dos produtos químicos. • O biogás produzido é convertido em biometano para injeção na rede de gás natural ou usado como combustível para veículos ou como matéria­‑prima para a indústria química. • Os biorresíduos utilizados na digestão anaeróbia são sujeitos a triagem na fonte e a reco- lha seletiva. • Os digeridos produzidos são utilizados como fertilizantes ou como corretivos do solo, diretamente ou após compostagem ou qualquer outro tratamento. • São cumpridos os requisitos de sustentabilidade, de redução das emissões de GEE e de Resolução do Conselho de Ministros n.º 41/2024 eficiência estabelecidos no artigo 29.º da Diretiva (UE) 2018/2001 do Parlamento Europeu e do Conselho, de 11 de dezembro de 2018, relativa à promoção da utilização de energia de fontes renováveis • A reconversão não aumenta a capacidade de transporte e distribuição de gás • As instalações dispõem de um plano de monitorização e de contingência para reduzir as fugas de metano • A atividade económica incide na investigação, inovação ou desenvolvimento de soluções, tecnologias, produtos, processos ou modelos empresariais, incluindo as soluções baseadas na natureza e inspiradas na natureza, e visa permitir que uma ou mais atividades para as quais o presente anexo estabelece critérios técnicos de avaliação satisfaçam os critérios que determinam um contributo substancial para a adaptação às alterações climáticas, a fim de aumentar a sua resiliência climática, e simultaneamente os critérios respeitantes ao cumprimento do princípio de não prejudicar significativamente outros objetivos ambientais. 47/51 1.ª série N.º 54 15-03-2024 Metas ambientais Contributo Utilização sustentável e proteção • A atividade satisfaz os critérios estabelecidos no apêndice B do presente anexo dos recursos hídricos e marinhos Prevenção e controlo da poluição • No caso da produção de biogás/biometano, o local de armazenamento dos digeridos leva uma cobertura estanque ao gás • No caso das centrais de digestão anaeróbia que tratam mais de 100 toneladas por dia, as emissões para a atmosfera e para a água estão dentro, ou abaixo, dos intervalos de Valores de Emissão Associados às Melhores Técnicas Disponíveis (VEA­‑MTD) para o tratamento anaeróbio de resíduos constantes das conclusões mais recentes e pertinentes neste domínio, incluindo as conclusões sobre as Melhores Técnicas Disponíveis (MTD) para o tratamento de resíduos (60) No caso da digestão anaeróbia de matéria orgânica, se for utilizado como adubo ou como corretivo do solo, quer diretamente, quer pós­‑compostagem ou outro tratamento, o digerido produzido cumpre os requisitos aplicáveis às matérias fertilizantes estabelecidos no anexo II, categorias de componentes 3 (composto) ou 4 e 5 (digeridos), do Regulamento (UE) 2019/1009 do Parlamento Europeu e do Conselho, de 5 de junho de 2019 [Regulamento (UE) 2019/1009], ou as regras nacionais aplicáveis aos adubos ou corretivos do solo de uso agrícola • As ventoinhas, compressores, bombas e outros equipamentos utilizados abrangidos pela Diretiva 2009/125/CE do Parlamento Europeu e do Conselho, de 21 de outubro de 2009, cumprem, se for caso disso, os requisitos para a classe de etiquetagem energética mais alta, observam o disposto nos regulamentos de execução adotados ao abrigo dessa diretiva e representam a melhor tecnologia disponível • As emissões estão dentro, ou abaixo, dos intervalos de valores de emissão associados às melhores técnicas disponíveis (VEA­‑MTD) para o tratamento anaeróbio de resíduos cons- tantes das conclusões mais recentes e pertinentes neste domínio, incluindo as conclusões MTD para o tratamento de resíduos (54) • O digerido produzido cumpre os requisitos aplicáveis às matérias fertilizantes estabelecidos no anexo II, categorias de componentes 3 (composto) ou 4 e 5 (digeridos), do Regulamento (UE) 2019/1009, ou as regras nacionais aplicáveis aos adubos ou corretivos do solo de uso agrícola. • Se o digerido produzido se destinar a ser utilizado como adubo ou como corretivo do solo, o comprador ou a entidade responsável pela recolha são informados do seu teor de azoto (com uma tolerância de ±25 %) Proteção e restauro da biodiversi- • A atividade satisfaz os critérios estabelecidos no apêndice D do presente anexo dade e dos ecossistemas Apêndice B: Utilização sustentável e proteção dos recursos hídricos e marinhos — Critérios genéricos DNSH Identificação e tratamento dos riscos de degradação ambiental ligados à preservação da qualidade da água e à prevenção do estresse hídrico, com vista a alcançar um bom estado das águas e um bom potencial ecológico, conforme definido no artigo 2.º, pontos 22 e 23, do Regulamento Taxonomia, em conformidade com a Diretiva 2000/60/CE do Parlamento Europeu e do Conselho, de 23 de outubro de 2000 (61) (Diretiva 2000/60/CE) e com um plano de gestão da utilização e da proteção dos recursos hídricos elaborado para a(s) massa(s) de água potencialmente afetada(s), em consulta com as partes interessadas em causa. Se for realizada uma avaliação do impacto ambiental em conformidade com a Diretiva 2011/92/UE do Parlamento Europeu e do Conselho, de 13 de dezembro de 2011 que inclua uma avaliação do impacto nos recursos hídricos em confor- midade com a Diretiva 2000/60/CE e tenha em conta os riscos identificados, não é necessário proceder a uma avaliação Resolução do Conselho de Ministros n.º 41/2024 adicional do impacto nas águas. Apêndice D: Proteção e restauro da biodiversidade e dos ecossistemas — Critérios genéricos DNSH Foi realizada uma avaliação de impacto ambiental (AIA) ou uma verificação preliminar (62) em conformidade com a Dire- tiva 2011/92/UE do Parlamento Europeu e do Conselho, de 13 de dezembro de 2011. Se tiver sido realizada uma AIA, são tomadas as medidas de mitigação e de compensação necessárias para proteger o ambiente. No caso dos sítios/operações em zonas sensíveis do ponto de vista da biodiversidade ou na sua proximidade (incluindo a rede Natura 2000, áreas protegi- das, os sítios Património Mundial e as zonas­‑chave de biodiversidade, da UNESCO, bem como outras áreas classificadas ao abrigo do Regime da Conservação da Natureza e Biodiversidade), foi realizada uma avaliação adequada (63), quando aplicável, e, atentas as suas conclusões, são aplicadas as medidas de mitigação necessárias (64). 48/51 1.ª série N.º 54 15-03-2024 (1) Combustíveis gasosos produzidos a partir de biomassa. (2) Biocombustível gasoso, derivado do biogás, e que tem comportamentos e utilizações semelhantes ao do gás natural. (3) O digerido é definido como o produto resultante da digestão anaeróbia controlada de matérias­‑primas tais como efluentes líquidos que contêm uma elevada concentração de matéria orgânica biodegradável, lamas resultantes do tratamento de águas residuais, matérias residuais da indústria do abate de animais e da indústria agroalimentar, lamas da atividade agropecuária, fração biodegradável de resíduos urbanos, biorresíduos, constituído por uma fase sólida e uma fase líquida. (4) «Digestão anaeróbia», o processo biológico de mineralização da matéria orgânica na ausência de oxigénio. Este é um processo utilizado no tratamento de efluentes líquidos que contêm uma elevada concentração de matéria orgânica biodegra- dável, no tratamento de lamas em estações de tratamento de águas residuais, no tratamento de matérias residuais na indústria do abate de animais e da indústria agroalimentar, no tratamento de lamas na atividade agropecuária, fração biodegradável de resíduos urbanos, biorresíduos. (5) Biomethane Industrial Partnership. https://bip-europe.eu. (6) Biomethane. https://energy.ec.europa.eu/topics/renewable-energy/bioenergy/biomethane_en. (7) A fração biodegradável de produtos, resíduos e detritos de origem biológica provenientes da agricultura, incluindo substâncias de origem vegetal e animal, da silvicultura e de indústrias afins, como a pesca e a aquicultura, bem como a fração biodegradável de resíduos, incluindo resíduos industriais e urbanos de origem biológica. (8) Emissões biogénicas de dióxido de carbono resultantes do uso de material florestal sustentável em processos indus- triais de biorrefinarias. (9) Kirchmeyr, et al. (2020). Categorization of European Biogas Technologies. Digital Global Biogas Cooperation (DiBiCoo) (https://www.europeanbiogas.eu/wp-content/uploads/2021/11/BioGas_AD_Final.pdf). (10) EBA Statistical Report 2022. European Biogas Association. (11) Adnan, A. I., Ong, M. Y., Nomanbhay, S., Chew, K. W., & Show, P. L. (2019). Technologies for biogas upgrading to biome‑ thane: A review. Bioengineering, 6(4), 92. (12) Ardolino, F., Cardamone, G. F., Parrillo, F., & Arena, U. (2021). Biogas­‑to­‑biomethane upgrading: A comparative review and assessment in a life cycle perspective. Renewable and Sustainable Energy Reviews, 139, 110588. (13) Kapoor, R., Ghosh, P., Kumar, M., & Vijay, V. K. (2019). Evaluation of biogas upgrading technologies and future perspec‑ tives: a review. Environmental Science and Pollution Research, 26(12), 11631­‑11661. (14) Prussi, et al. (2019). Review of technologies for biomethane production and assessment of Eu transport share in 2030. Journal of cleaner production, 222, 565­‑572. (15) Starr, et al. (2015). Upgraded biogas from municipal solid waste for natural gas substitution and CO2 reduction­‑A case study of Austria, Italy, and Spain. Waste Management, 38, 105­‑116. (16) Billig, E., and Thrän, D. (2016). Evaluation of biomethane technologies in Europe­‑Technical concepts under the scope of a Delphi­‑Survey embedded in a multi­‑criteria analysis. Energy, 114, 1176­‑1186. (17) (2021). Gasification: A sustainable technology for circular economies, Scaling up to reach net­‑zero by 2050. EBA — Euro- pean Biogas. (18) Ghaib, K. and Ben­‑Fares, F.Z. (2018) Power­‑to­‑Methane: A state­‑of­‑the­‑art, Renew. Sustain. Energy Rev. 81, 2018, 433­‑446. (19) (2022). Relatório Anual de Resíduos Urbanos 2021. Agência Portuguesa do Ambiente. (20) (2022). Relatório Anual dos Serviços de Águas e Resíduos em Portugal — 2021. Volume 1 — Caracterização do setor Resolução do Conselho de Ministros n.º 41/2024 de águas e resíduos. (21) (2022). Estratégia Nacional para os Efluentes Pecuários e Agroindustriais (ENEAPAI 2030). (22) https://www.ine.pt/xportal/xmain?xpid=INE&xpgid=ine_indicadores&indOcorrCod=0010420&contexto=bd&selTab=tab2 (última atualização a 31 de março de 2021). (23) Dados fornecidos pelo Laboratório Nacional de Energia e Geologia, I. P. (LNEG), através do projeto CONVERTE (finan- ciado pelo POSEUR). (24) (2022). Entidade Reguladora dos Serviços de Águas e Resíduos — https://www.ersar.pt/pt/setor/factos­‑e­‑numeros. (25) (2022). Instituto Nacional de Estatística, I. P. — https://www.ine.pt/xportal/xmain?xpgid=ine_tema&xpid=INE&tema_cod=1510. (*) Estes valores (45 e 38 %) correspondem à diferença entre o potencial de produção de biogás estimado para a FO dos RU e das lamas produzidas em ETARs, respetivamente, e o biogás que é atualmente produzidos através destas duas matérias­‑primas. 49/51 1.ª série N.º 54 15-03-2024 (26) Karki, et al., Anaerobic co­‑digestion: Current status and perspectives, Bioresource Technology, Volume 330, 2021. (27) Bacenetti, et al., Anaerobic digestion of different feedstocks: Impact on energetic and environmental balances of biogas process, Science of The Total Environment, Volumes 463­‑464, 2013. (28) Li, et al., Anaerobic co­‑digestion of animal manures with corn stover or apple pulp for enhanced biogas production, Renewable Energy, Volume 118, 2018. (29)(2021).RenewableEnergyDirective(REDII)—https://data.consilium.europa.eu/doc/document/ST-10746-2021-ADD-5/en/pdf. (30) Recomendações 32 e 35 — “D7.3 Recommendations to European and national decision­‑makers”, REGATRACE, 2022, e Ação 6.1 — “Manual for National Biomethane Strategies”, Guidehouse Netherlands B. V., 2022. (31) Recomendação 37 — “D7.3 Recommendations to European and national decision­‑makers”, REGATRACE, 2022. (32) Ação 1.3 — “Manual for National Biomethane Strategies”, Guidehouse Netherlands B. V., 2022. (33) Recomendação 31 — “D7.3 Recommendations to European and national decision­‑makers”, REGATRACE, 2022. (34) Ações 3.1 e 3.2 — “Manual for National Biomethane Strategies”, Guidehouse Netherlands B. V., 2022. (35) Ações 4.1 e 4.2 — “Manual for National Biomethane Strategies”, Guidehouse Netherlands B. V., 2022. (36) Recomendação 39 — “D7.3 Recommendations to European and national decision­‑makers”, REGATRACE, 2022, e Ações 5.2, 6.2 e 6.4 — ”Manual for National Biomethane Strategies”, Guidehouse Netherlands B. V., 2022. (37) Recomendação 33 — “D7.3 Recommendations to European and national decision­‑makers”, REGATRACE, 2022, e Ação 5.3­— ”Manual for National Biomethane Strategies”, Guidehouse Netherlands B.V., 2022. (38) Ações 5.6 e 6.5 — “Manual for National Biomethane Strategies”, Guidehouse Netherlands B. V., 2022. (39) Ação 5.7 e 9.2 — “Manual for National Biomethane Strategies”, Guidehouse Netherlands B. V., 2022. (40) Ação 4.3 — “Manual for National Biomethane Strategies”, Guidehouse Netherlands B. V., 2022. (41) Recomendação 38 — “D7.3 Recommendations to European and national decision­‑makers”, REGATRACE, 2022. (42) Ação 8.3 — “Manual for National Biomethane Strategies”, Guidehouse Netherlands B. V., 2022. (43) Recomendações 34 e 36 — “D7.3 Recommendations to European and national decision­‑makers”, REGATRACE, 2022, e Ação 5.8. (44) Ações 8.1, 8.2, 9.1 e 9.3 — “Manual for National Biomethane Strategies”, Guidehouse Netherlands B. V., 2022. (45) Céileachair, et al. (2021), Alternative energy management strategies for large industry in non­‑gas­‑grid regions using on­‑farm biomethane, Applied Energy, 303, 117627. (46) Matschoss, et al.(2020), A consolidated potential analysis of bio­‑methane and e­‑methane using two different methods for a medium­‑term renewable gas supply in Germany, Energy, Sustainability and Society, 10, 41. (47) World Biogas Association. Global potential of biogas. World Biogas Association (2019). (48) Nos termos do disposto na alínea o) do artigo 2.º da Portaria n.º 79/2022, de 3 de fevereiro, o Efluente Pecuário é defi- nido como o estrume e o chorume. (49) Gas for Climate report — Biomethane Production Potentials in the EU. 2022 July. Resolução do Conselho de Ministros n.º 41/2024 (50) Ferreira, S., Monteiro, E., Brito, P. & Vilarinho, C. Biomass resources in Portugal: Current status and prospects. Renewable and Sustainable Energy Reviews 78, 1221­‑1235 (2017). (51) https://apambiente.pt/sites/default/files/_Residuos/Planeamento/Estrat%C3 %A9gia%20dos%20Biorres%C3 %ADduos.pdf. (52) Fernades, Liliana. (2014). Modelação da digestão anaeróbia da ETAR da Guia com Redes Neuronais Artifciais. IST. (53) Lopes, Pedro. (2019). Gestão e Valorização das Lamas da ETAR da OMNOVA Solutions. ISEL. (54) Valor estimado. (55) Biogas Grants, Subsidies & Feed­‑in Tariff Rates Explained — Birch Solutions (16/05/2022). (56) Renewable energy policy database and support: single (res­‑legal.eu) (16/05/2022). (57) European Biogas Association “Support Schemes for Biogas and Biomethane in …”. 50/51 1.ª série N.º 54 15-03-2024 (58) Marcus Gustafsson & Stefan Anderberg (2022): Biogas policies and production development in Europe: a comparative analysis of eight countries, Biofuels, DOI:10.1080/17597269.2022.2034380. (59) State Aid SA.100704 (2021/N) — Italy RRF — Support scheme for the promotion of biomethane. (60) Decisão de Execução (UE) n.º 2018/1147 da Comissão, de 10 de agosto de 2018. (61) No caso das atividades desenvolvidas em países terceiros, de acordo com a legislação nacional aplicável ou com as normas internacionais que perseguem os mesmos objetivos no respeitante ao bom estado das águas e ao bom potencial ecológico, através de regras processuais e substantivas equivalentes, ou seja, um plano de gestão da utilização e de proteção dos recursos hídricos, elaborado em consulta com as partes interessadas em causa, que assegura o seguinte: 1) uma avaliação do impacto das atividades no estado identificado ou no potencial ecológico da(s) massa(s) de água potencialmente afetada(s), 2) a adoção de medidas para evitar a deterioração ou para proteger o bom estado/bom potencial ecológico ou, se tal não for possível, 3) na falta de melhores alternativas ambientais, que não sejam desproporcionadamente onerosas/tecnicamente inviáveis, a adoção de todas as medidas viáveis para atenuar o impacto negativo no estado das massas de água. (62) No caso das atividades desenvolvidas em países terceiros, em conformidade com disposições nacionais equivalentes ou com as normas internacionais que impõem a realização de uma AIA ou de uma verificação preliminar, por exemplo, a norma de desempenho n.º 1 — Avaliação e gestão dos riscos ambientais e sociais, da SFI. (63) Em conformidade com as Diretivas 2009/147/CE do Parlamento Europeu e do Conselho de 30 de novembro de 2009 e 92/43/CEE do Conselho, de 21 de maio de 1992. No caso das atividades desenvolvidas em países terceiros, em conformidade com disposições nacionais equivalentes ou normas internacionais, que visam a conservação dos habitats naturais e da fauna e flora selvagens e que impõem a realização de: 1) uma verificação preliminar para determinar se, em relação a determinada atividade, é necessário efetuar uma avaliação adequada dos eventuais impactos nas espécies e habitats protegidos e 2) uma avaliação adequada, caso a verificação preliminar determine a sua necessidade, por exemplo, a norma de desempenho n.º 6 — Conservação da biodiversidade e gestão sustentável dos recursos naturais vivos, da SFI. (64) Essas medidas foram identificadas para garantir que o projeto, plano ou atividade não terá efeitos significativos nos objetivos de conservação da área protegida. 117430352 Resolução do Conselho de Ministros n.º 41/2024 51/51