A Sustentabilidade da Rede Nacional de Distribuição de Gás e o seu Papel numa Transição Energética Equilibrada

A eletricidade e os gases renováveis podem ser a combinação mais eficiente para uma transição energética segura, sustentável e acessível em Portugal.

O sistema energético português assenta atualmente na complementaridade entre diferentes vetores e infraestruturas, cuja articulação é determinante para garantir segurança de abastecimento, competitividade económica e uma transição energética sustentável:

• A rede elétrica, que desempenha um papel central na integração da eletricidade renovável e na eletrificação progressiva de vários setores da economia.
• A rede nacional de distribuição de gás — considerada uma das mais modernas da Europa —, que assegura fiabilidade, capilaridade e capacidade de resposta em picos de procura, sendo simultaneamente um vetor preparado para transportar gases renováveis.
• Os consumidores domésticos, industriais, dos serviços e do primário, que beneficiam de um sistema integrado que combina diferentes fontes energéticas, com impactos diretos no custo final da energia e na qualidade de serviço.
• O quadro regulatório europeu (e.g. Fit for 55, REPowerEU, RED III, European Hydrogen Bank, Clean Industrial Deal), que converge para um sistema equilibrado entre eletricidade e gás, no qual todos os vetores energéticos são relevantes.

A rede nacional de distribuição de gás representa um ativo do Estado português avaliado em mais de mil milhões de euros, plenamente operacional e tecnicamente preparado para a descarbonização do consumo energético. Trata-se de uma infraestrutura recente, subterrânea e com elevada resiliência, cuja capilaridade permite alcançar os principais centros urbanos e industriais do país.

Esta infraestrutura é, além disso, um vetor estratégico para a integração de gases renováveis, com destaque para o biometano e o hidrogénio. Portugal tem potencial para substituir até 60% do gás natural consumido por biometano de produção nacional, reforçando a autonomia energética e contribuindo para a resolução do problema dos resíduos orgânicos, o desenvolvimento regional e a valorização do setor agrícola.

Neste contexto, emerge a importância de preservar a rede de distribuição de gás como uma infraestrutura viva e dinâmica, capaz de assegurar a segurança de abastecimento, a integração de gases renováveis e a estabilidade tarifária de longo prazo, em complementaridade com o sistema elétrico.

A análise da evolução agregada das colocações e levantamentos nas três concessionárias da rede de distribuição de gás (Floene, REN Portgás e Sonorgás) revela uma inversão estrutural na dinâmica da rede: em 2025, o número de desligamentos superou o número de colocações. Em paralelo, os novos pontos de entrega disponibilizados ao mercado caíram cerca de 38% face ao pico registado em 2021, contrariando o forte crescimento das habitações concluídas desde esse período.

Esta inversão está correlacionada com medidas legislativas relativamente paradoxais recentemente introduzidas, nomeadamente o Decreto-Lei n.º 11/2023, que elimina a obrigatoriedade de instalação de infraestrutura de rede de gás em novos edifícios, e o Programa E-Lar, que promove a substituição cega de equipamentos a gás por soluções elétricas. Trata-se de medidas que, apesar de motivadas por objetivos de descarbonização, se encontram desalinhadas do quadro regulatório europeu e dos próprios planos estratégicos nacionais (RNC 2050, PNEC 2030, Estratégia Nacional para o Hidrogénio, Plano de Ação para o Biometano), que convergem num sistema energético integrado e na neutralidade tecnológica.

O impacto destas medidas reflete-se em diferentes dimensões, nomeadamente nos custos para os consumidores, na sustentabilidade tarifária do sistema e na capacidade futura de integração de gases renováveis.

Figura 3. Comparação de custos de utilização — equipamentos a gás vs. eletricidade

Comparando equipamentos eficientes a gás e a eletricidade, verifica-se que, face à opção de gás natural, as soluções elétricas induzem custos adicionais para o consumidor final em todos os cenários analisados: entre +50€ e +69€/ano para uma placa de indução, +55€ a +89€/ano para uma placa vitrocerâmica, +131€/ano para um esquentador a propano e até +294€/ano para um termoacumulador elétrico. Estes valores demonstram que a substituição indiscriminada de equipamentos a gás não se traduz, no curto prazo, em poupança para as famílias, para os mesmos objetivos. 

Do ponto de vista sistémico, o estudo desenvolvido pela EY-Parthenon demonstra que uma estratégia equilibrada, que combine eletrificação e gases renováveis, deverá envolver um CAPEX de investimento entre 1.120 M€ e 1.740 M€, enquanto um cenário de eletrificação total implica custos adicionais que podem chegar a 10.000 M€. A poupança de uma estratégia equilibrada resultará, essencialmente, da menor necessidade de reforço da rede elétrica, de menores exigências de isolamento térmico dos edifícios e da rentabilização de uma infraestrutura de gás já existente e crescentemente amortizada.

Figura 4. Cenários de investimento, consumo e tarifa média de URD | 2040

Ainda que se confirme uma tendência estrutural de redução do consumo, o Sistema Nacional de Gás deverá manter relevância até 2040, com consumos entre 16 e 23 TWh, compatíveis com um nível moderado e previsível de investimento na rede de distribuição (entre 30 M€ e 85 M€/ano). Os cenários analisados demonstram que reduções abruptas de investimento não deverão conduzir a tarifas mais baixas, refletindo efeitos de subutilização e menor diluição de custos fixos, bem como risco de espiral tarifária. Pelo contrário, cenários com investimento anual entre 75 M€ e 85 M€ apresentam tarifas mais estáveis, com crescimentos médios anuais entre 0,6% e 1,5% — abaixo da inflação esperada de 2%/ano.

O biometano representa uma oportunidade imediata para descarbonizar o sistema energético nacional, com múltiplos efeitos positivos: redução da dependência energética externa, valorização de resíduos orgânicos ao nível nacional, fomento da economia circular, estímulo das economias locais e reforço da coesão territorial, gerando ainda uma fonte adicional de rendimento para o setor agrícola através da valorização de resíduos e do acesso a biofertilizantes. O hidrogénio, por seu turno, constitui uma aposta de médio-longo prazo, para a qual a rede de distribuição está já tecnicamente preparada.

Figura 5. Consumo total de eletricidade previsto (GWh, Cenário Central Ambição) | 2024-2040(p)

Adicionalmente, existem fatores estruturais capazes de sustentar — e, em alguns segmentos, reforçar — a procura de gás ao longo do tempo. Destacam-se o surgimento de novas indústrias intensivas em energia, como os data centers e a infraestrutura digital, a dependência estrutural dos setores hard-to-abate face a soluções gasosas renováveis, o transporte pesado (rodoviário, marítimo e aviação), dificilmente eletrificável, e a construção residencial (nomeadamente a social e de preços acessíveis), que pode beneficiar de uma rede modernizada e progressivamente descarbonizada. As fortes necessidades de energia previstas para as próximas décadas jamais poderão sustentar-se em termos eficientes apenas na eletrificação, nomeadamente pelas exigências de reforço da rede elétrica nacional. 

O novo enquadramento geopolítico — marcado por tensões no Médio Oriente e pela guerra na Ucrânia — reforça a necessidade de diversificação das fontes energéticas e de valorização de todas as infraestruturas disponíveis, num quadro de segurança energética que não pode assentar exclusivamente na eletricidade.

A realização deste trabalho pela EY-Parthenon, em parceria com a APIEE, permitiu analisar em profundidade o papel da rede nacional de distribuição de gás na transição energética, emergindo a conclusão de que a complementaridade entre eletricidade e gases renováveis é a via mais eficiente, segura e economicamente sustentável para Portugal. Deste estudo, emergem as seguintes recomendações estratégicas:

• A transição energética em Portugal deve assentar numa visão de longo prazo, tecnologicamente neutra e alinhada com o quadro europeu, evitando decisões de curto prazo que comprometam irreversivelmente opções futuras e o aproveitamento de infraestruturas existentes.
• É essencial preservar a rede de distribuição de gás como infraestrutura viva e dinâmica, garantindo a sua capacidade de integrar gases renováveis (biometano e hidrogénio) e assegurando a segurança e continuidade de serviço para consumidores domésticos e industriais.
• As medidas legislativas em vigor — em particular o Decreto-Lei n.º 11/2023 e o Programa E-Lar — devem ser revistas e realinhadas com os planos estratégicos nacionais (RNC 2050, PNEC 2030, Estratégia Nacional para o Hidrogénio e Plano de Ação para o Biometano) e com o quadro regulatório europeu, evitando pressões tarifárias adicionais sobre os consumidores remanescentes.
• Deve promover-se uma aposta ativa no biometano, aproveitando o potencial nacional para substituir até 60% do consumo atual de gás natural, com benefícios diretos na coesão territorial, na economia circular e na competitividade do setor agrícola.
• A política de investimento na rede de distribuição deve seguir uma trajetória contínua, previsível e ajustada à evolução da procura, evitando reduções abruptas que penalizem os consumidores restantes e comprometem a sustentabilidade tarifária de médio-longo prazo.
• É importante responder às limitações particulares do consumo de gás engarrafado, dando a estes clientes oportunidade de escolha, sendo este o segmento onde faz sentido concentrar as medidas legislativas de descarbonização.
• Recomenda-se a criação de mecanismos de coordenação entre os sistemas elétrico e de gás, com planeamento integrado do investimento e das tarifas, à semelhança do que sucede nas melhores práticas europeias, garantindo que a transição energética se faz com eficiência económica, segurança de abastecimento e equidade para os consumidores.