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2019
UNIVERSIDADE DE LISBOA
FACULDADE DE CIÊNCIAS
DEPARTAMENTO DE ENGENHARIA GEOGRÁFICA, GEOFÍSICA E ENERGIA
Estudo de um sistema de energia sustentável na Ilha do Pico
Diogo da Costa Garcia
Mestrado Integrado em Engenharia da Energia e do Ambiente
Dissertação orientada por:
Professor Doutor Pedro Rudolfo Martins Nunes
ii
iii
Agradecimentos
Gostaria de deixar uma nota de agradecimento às seguintes pessoas, por toda a ajuda e apoio ao longo
do desenvolvimento da presente dissertação:
Ao meu orientador, Doutor Pedro Nunes, por toda a ajuda e disponibilidade prestada no
desenvolvimento e conclusão deste estudo e também por todo o conhecimento que partilhou comigo;
À Engenheira Sandra Rodrigues, do grupo EDA, por toda a ajuda em temáticas sobre o caso de estudo,
bem como fornecimento de informação imprescindíveis para o trabalho desenvolvido;
Aos que considero amigos, pela preocupação, ajuda, apoio e incentivo demonstrado ao longo de todo
este tempo, para a conclusão de uma etapa importante da minha vida;
Aos meus avós, paternos e maternos, por todo o esforço, dedicação e apoio para conclusão dos meus
estudos;
E por fim, os meus grandes apoios, os meus pais e a minha namorada, pelo amor incondicional, apoio,
motivação e paciência durante todo este processo educativo.
Por um futuro mais promissor para o nosso planeta.
iv
v
Resumo
Os territórios insulares são tradicionalmente muito dependentes de combustíveis fósseis importados para
satisfazer as suas necessidades energéticas. Devido aos custos associados à dependência de combustível,
mais altos numa ilha por via da sua insularidade, a economia local é condicionada negativamente, com
custos ao nível do desenvolvimento da região. Por outro lado, a queima de combustíveis fósseis gera
poluição nesses locais e implica a emissão de gases de efeito de estufa.
À semelhança da generalidade das regiões insulares, ilha do Pico, inserida na Região Autónoma dos
Açores, sofre de uma forte dependência energética ao recorrer a centrais termoeléctricas para a produção
de energia (86,5%), à gasolina e gasóleo para o abastecimento de quase a totalidade dos seus veículos e
ao gás butano engarrafado para usos domésticos. Estes três sectores em conjunto são responsáveis por
uma emissão de 57 mil toneladas de dióxido de carbono e por uma despesa de combustível, sem taxas,
na ordem dos 11 milhões de euros anualmente.
Com o intuito de promover uma transição energética sustentável nesta ilha, de forma a eliminar as
emissões de dióxido de carbono nestes sectores e reduzir a dependência de combustível fóssil importado,
esta tese estuda a conversão do seu sistema electroprodutor para energias renováveis, a dos veículos a
combustão para eléctricos, e a substituição do gás de butano engarrafado por electricidade. São
simulados seis cenários, construídos de forma progressiva, que prevêem a adopção de novas fontes de
energia renovável (fotovoltaica, biomassa florestal residual e ondas) e reforço da capacidade já instalada
(eólica) consoante o aumento projectado do consumo. São ainda utilizados o armazenamento hídrico
com bombagem reversível de água salgada e os veículos eléctricos com ligação bidireccional para
regularização do diagrama de carga e estabilização da rede eléctrica, permitindo ainda uma resposta
inteligente às variações do consumo e produção, e armazenamento de excesso de energia produzida.
Os cenários propostos são analisados em termos energéticos, ambientais, comparando a redução
progressiva das emissões de dióxido de carbono, e económicos, com a comparação do custo de energia
normalizado para o tempo de vida útil das tecnologias.
Conclui-se que é possível evitar a totalidade das emissões de dióxido de carbono e poluentes, e, ao
mesmo tempo, o custo de energia diminuir dos 12,6 para 12,4 c€/kWh, diminuição condicionada pelos
elevados custos de instalação e operação e manutenção da energia das ondas. Por este motivo, foi
simulado um cenário adicional sem esta tecnologia, que apresenta um custo de energia de 8,0 c€/kWh,
o que perfaz uma poupança anual em combustíveis fósseis de 6,11 milhões de euros.
Palavras-chave: ilha do Pico, sistemas de energia renovável, EnergyPLAN, hídrica reversível com
bombagem, carros eléctricos, planeamento energético
vi
vii
Abstract
Insular regions are traditionally heavily dependent on imported fossil fuels in order to satisfy their local
energy needs. Due to this, which implies high costs, the local economy is impacted on its development.
On the other hand, the burning of fossil fuels pollutes these regions and emits greenhouse gases.
The Pico island, inserted in the Autonomous Region of Azores, is no exception, having a strong energy
dependency and resorting to thermal power plants to produce most of its electricity (86,5%), to gasoline
and diesel to fuel vehicles and to bottled butane gas for domestic uses. These three sectors together are
responsible for the emission of 57 thousand tons of carbon dioxide, costing, before taxes, around 11
million euros annually.
With the intent to promote an energy transition towards clean sustainable energy sources, eliminating
carbon dioxide emissions from these sectors and reducing dependency on imported fuels, this thesis
studies the conversion of the present power system towards renewable energies, of internal combustion
vehicles to electric ones, and replacing of bottled butane gas by electricity. Six incremental scenarios
are simulated, which include the introduction of new renewable technologies (photovoltaics, biomass
from forest waste and wave energy) and the increase of the wind capacity presently installed. To store
energy and stabilize the grid, it is also considered a seawater pumped hydro storage system and electric
vehicles, vehicle-to-grid enabled.
The proposed scenarios are examined in terms of energetic, environmental (comparing the carbon
dioxide emissions) and economic (comparing the levelized cost of energy) impacts.
It is concluded that it is possible within these sectors to entirely avoid carbon dioxide and pollutants
emissions in Pico and, at the same time, reduce the cost of energy from 12,6 to 12,4 c€/kWh, a difference
limited by the high costs of wave energy. For this reason, it was simulated an additional scenario
disregarding this technology, where energy costs 8,0 c€/kWh, allowing for 6,11 million euros in annual
savings.
Keywords: Pico island, renewable energy systems, EnergyPLAN, pumped hydroelectric energy
storage, electric vehicles, energy planning
viii
ix
Índice
Agradecimentos ...................................................................................................................................... iii
Resumo .................................................................................................................................................... v
Abstract ................................................................................................................................................. vii
Índice ...................................................................................................................................................... ix
Índice de figuras ..................................................................................................................................... xi
Índice de tabelas ................................................................................................................................... xiii
Índice de equações................................................................................................................................. xv
Lista de abreviaturas ............................................................................................................................ xvii
1 Introdução ........................................................................................................................................ 1
1.1 Contextualização ..................................................................................................................... 1
1.2 Motivação e objectivos ............................................................................................................ 1
1.3 Resumo da estrutura da tese .................................................................................................... 2
2 Estado da arte .................................................................................................................................. 5
2.1 Fontes de energia renovável em sistemas isolados .................................................................. 5
2.1.1 Energia Eólica ................................................................................................................. 5
2.1.2 Energia solar fotovoltaica ................................................................................................ 6
2.1.3 Energia das Ondas ........................................................................................................... 6
2.1.4 Energia de Biomassa residual .......................................................................................... 8
2.1.5 Resíduos sólidos urbanos ................................................................................................ 9
2.2 Armazenamento hidroeléctrico com bombagem ................................................................... 10
2.3 Redes inteligentes de energia ................................................................................................ 11
2.4 Mobilidade eléctrica .............................................................................................................. 12
2.5 Outros casos de estudo .......................................................................................................... 13
2.5.1 Internacionais ................................................................................................................ 13
2.5.2 Nacionais ....................................................................................................................... 15
3 Caso de estudo: ilha do Pico .......................................................................................................... 17
3.1 Caracterização socioeconómica e territorial .......................................................................... 17
3.2 Caracterização climática ........................................................................................................ 19
3.2.1 Humidade relativa do ar ................................................................................................ 19
3.2.2 Precipitação ................................................................................................................... 19
3.2.3 Temperatura do ar ......................................................................................................... 20
3.2.4 Radiação solar ............................................................................................................... 21
3.2.5 Velocidade do vento ...................................................................................................... 22
3.2.6 Ondulação ...................................................................................................................... 23
3.3 Rede de Energia..................................................................................................................... 24
3.3.1 Consumo eléctrico ......................................................................................................... 24
3.3.2 Produção eléctrica ......................................................................................................... 26
3.3.3 Transporte e distribuição de energia .............................................................................. 27
3.4 Transportes e combustível fóssil ........................................................................................... 27
3.5 Custos .................................................................................................................................... 28
3.6 Emissões de CO2 ................................................................................................................... 30
4 Métodos ......................................................................................................................................... 31
4.1 EnergyPLAN ......................................................................................................................... 31
4.1.1 Aspectos gerais .............................................................................................................. 32
4.1.2 Calibração do modelo .................................................................................................... 33
4.2 Definição e modelação dos cenários ..................................................................................... 36
x
4.2.1 Cenário 1 – Fotovoltaico, Eólica e Ondas ..................................................................... 36
4.2.2 Cenário 2 – Biomassa residual florestal e Resíduos sólidos urbanos ............................ 39
4.2.3 Cenário 3 – Armazenamento de energia ....................................................................... 41
4.2.4 Cenário 4 – Introdução de veículos eléctricos (50% e 100%) ....................................... 43
4.3 Avaliação económica ............................................................................................................ 46
4.3.1 Custos de instalação ...................................................................................................... 46
4.3.2 Custos de operação e manutenção ................................................................................. 47
4.3.3 LCOE – Custo normalizado de energia ......................................................................... 48
5 Resultados e discussão .................................................................................................................. 49
5.1 Análise energética ................................................................................................................. 49
5.1.1 Cenário 1 ....................................................................................................................... 49
5.1.1.1 Resultados anuais ...................................................................................................... 49 5.1.1.2 Diagramas de carga ................................................................................................... 52
5.1.2 Cenário 2 ....................................................................................................................... 52
5.1.2.1 Resultados anuais ...................................................................................................... 52 5.1.2.2 Diagramas de cargas .................................................................................................. 55
5.1.3 Cenário 3 ....................................................................................................................... 55
5.1.3.1 Resultados anuais ...................................................................................................... 55 5.1.3.2 Diagramas de carga ................................................................................................... 58
5.1.4 Cenário 4.1 e 4.2 ............................................................................................................ 58
5.1.4.1 Resultados anuais ...................................................................................................... 58 5.1.4.2 Diagramas de carga ................................................................................................... 61
5.2 Análise ambiental .................................................................................................................. 61
5.3 Análise económica ................................................................................................................ 62
6 Conclusões e trabalho futuro ......................................................................................................... 67
6.1 Limitações e trabalho futuro .................................................................................................. 68
7 Referências bibliográficas ............................................................................................................. 69
xi
Índice de figuras
Figura.2.1 - Ilustração da tecnologia CAO fixa [25]. .............................................................................. 7
Figura 2.2 - Ilustração de uma PHES [50]. ........................................................................................... 10
Figura 2.3 - Ilustração de uma rede inteligente de energia [65]. ........................................................... 12
Figura 3.1 - Mapa topográfico da ilha do Pico [101]. ........................................................................... 17
Figura 3.2 - Ocupação da superfície terrestre da ilha do Pico (km2) [100]. .......................................... 18
Figura 3.3 – Altura média (m) de água em lagoas da ilha do Pico em 2016. ........................................ 19
Figura 3.4 – Precipitação em Angra do Heroísmo: média mensal (mm) e nº médio de dias em que ocorreu
entre 1971-2000 [105]. .......................................................................................................................... 20
Figura 3.5 – Temperatura do ar em Angra do Heroísmo: média mínima, média e máxima (ºC) entre
1971-2000 [105]. ................................................................................................................................... 21
Figura 3.6 - Irradiação solar directa (kWh/m2/dia) na ilha do Pico: média mensal entre 1980-2016 [106].
............................................................................................................................................................... 21
Figura 3.7 - Percentagem (%) de nebulosidade na ilha do Pico: média mensal entre 1980-2016 [106].
............................................................................................................................................................... 22
Figura 3.8 - Velocidade do vento (m/s) na ilha do Pico: média mensal entre 1980-2016 [106]. .......... 23
Figura 3.9 – Altura significativa (m) na ilha do Pico: média diária entre 1979-2014 [108]. ................ 23
Figura 3.10 – Período (s) na ilha do Pico: média diária entre 1979-2014 [108]. .................................. 24
Figura 3.11 - Consumo anual por sector na ilha do Pico em 2016 [110]. ............................................. 24
Figura 3.12 - Consumo eléctrico mensal de cada sector na ilha do Pico em 2016 [127-138]. .............. 25
Figura 3.13 - Diagrama de carga de dias típicos da ilha do Pico em 2016 [122]. ................................. 25
Figura 3.14 - Produção eléctrica por fonte na ilha do Pico em 2016 [110]. .......................................... 26
Figura 3.15 - Produção anual por sector na ilha do Pico em 2016 [110]. ............................................. 27
Figura 4.1 - Ilustração geral dos componentes utilizados no EnergyPLAN e sua articulação [136]. .... 31
Figura 4.2 - Requisitos para estabilização da rede eléctrica [136]. ....................................................... 32
Figura 4.3 - Distribuição do consumo simples anual. ........................................................................... 34
Figura 4.4 - Distribuição da produção eólica anual. .............................................................................. 34
Figura 4.5 – Curva de duração de carga da PP termoeléctrica e eólica, reais e simuladas.................... 35
Figura 4.6 - Esquematização dos cenários definidos e a sua modelação. ............................................. 36
Figura 4.7 - Distribuição do novo consumo simples anual. .................................................................. 37
Figura 4.8 - Distribuição da produção PV anual. .................................................................................. 38
Figura 4.9 - Distribuição da produção das ondas anual. ........................................................................ 38
Figura 4.10 - Distribuição anual da produção conjunta de biomassa florestal residual e RSU. ............ 40
Figura 4.11 – Distribuição do consumo semanal dos VEs com carregamento dumb e smart para o
Cenário 4.1 e 4.2 [148][149]. ................................................................................................................ 44
Figura 5.1 – Cenário 1: consumo flexível para AQS. ........................................................................... 50
Figura 5.2 – Cenário 1: produção global e excesso por tecnologia. ...................................................... 50
Figura 5.3 - Cenário 1: produção mensal de energia útil e não útil por tecnologia. .............................. 51
Figura 5.4- Cenário 1: curvas de duração de carga da energia PV e ondas. .......................................... 51
xii
Figura 5.7 – Cenário 2: produção global e excesso por tecnologia. ...................................................... 53
Figura 5.8 - Cenário 2: produção mensal de energia útil e não útil por tecnologia. .............................. 53
Figura 5.9 - Cenário 2: importação necessária e excesso de produção. ................................................ 54
Figura 5.10 - Cenário 2: curva de duração de carga da energia de biomassa e RSU. ........................... 54
Figura 5.13 – Cenário 3: produção global e excesso por tecnologia. .................................................... 56
Figura 5.14 - Cenário 3: produção mensal de energia útil e não útil por tecnologia. ............................ 56
Figura 5.15 - Cenário 3: análise mensal do armazenamento SPHS. ..................................................... 57
Figura 5.16 - Cenário 3: curva de duração de nível de armazenamento................................................ 57
Figura 5.19 – Cenário 4.2: produção global e excesso por tecnologia. ................................................. 59
Figura 5.20 – Cenário 4.2: produção mensal de energia útil e não útil por tecnologia. ........................ 60
Figura 5.21 - Cenário 4.1: perfil de consumo e carregamento anual dos VEs. ..................................... 60
Figura 5.22 - Cenário 4.2: curva de duração de nível de armazenamento conjunto. ............................. 61
Figura 5.25 – Emissões de CO2 por sector e cenário............................................................................. 62
Figura 5.5 – Cenário 1: diagrama de carga da semana com maior produção PV. ................................. 89
Figura 5.6 - Cenário 1: diagrama de carga da semana com maior produção das ondas e energia renovável.
............................................................................................................................................................... 90
Figura 5.11 - Cenário 2: diagrama de carga da semana com maior produção da PP de biomassa e RSU.
............................................................................................................................................................... 90
Figura 5.12 - Cenário 2: diagrama de carga da semana com maior CEEP. ........................................... 91
Figura 5.17 – Cenário 3: diagrama de carga da semana com maior consumo e produção. ................... 92
Figura 5.18 – Cenário 3: diagrama de carga da semana com mais energia armazenada. ...................... 92
Figura 5.23 – Cenário 4.2: diagrama de carga da semana com maior produção. .................................. 93
Figura 5.24 – Cenário 4.2: diagrama de carga da semana com menor produção. ................................. 94
xiii
Índice de tabelas
Tabela 3.1 - Consumo (parcial) de combustíveis fósseis na ilha do Pico em 2016. .............................. 28
Tabela 3.2 – Estimativa do custo unitário de combustível, transporte, descarga e armazenamento por
sector na ilha do Pico em 2016. ............................................................................................................. 29
Tabela 3.3 - Estimativa do LCOE térmico, eólico e global na ilha do Pico em 2016. .......................... 29
Tabela 3.4 - Emissões de CO2 equivalente por sector na ilha do Pico em 2016. .................................. 30
Tabela 4.1 – Parâmetros comparativos utilizados na validação do modelo. ......................................... 35
Tabela 4.2 - Resumo dos parâmetros relevantes do Cenário 1. ............................................................. 39
Tabela 4.3 - Resumo dos parâmetros relevantes do Cenário 2. ............................................................. 40
Tabela 4.4 - Capacidade instalada da SPHS e respectivas eficiências. ................................................. 41
Tabela 4.5 - Resumo dos parâmetros relevantes do Cenário 3. ............................................................. 43
Tabela 4.6 – Número e consumo dos VEs por tipo de carregamento para o Cenário 4.1 e 4.2. ........... 44
Tabela 4.7 - Parâmetros dos VEs com carregamento smart. ................................................................. 45
Tabela.4.8 - Resumo dos parâmetros relevantes do Cenário 4.1 e 4.2. ................................................. 46
Tabela 4.9 - Custo unitário por tecnologia. ........................................................................................... 47
Tabela 4.10 - Custos de O&M por hora de funcionamento e percentagem do custo de instalação por
tecnologia. ............................................................................................................................................. 48
Tabela 5.1 – Cenário 1: resultados anuais e factores de capacidade. .................................................... 49
Tabela 5.2 – Cenário 2: resultados anuais e factores de capacidade. .................................................... 52
Tabela 5.3 – Cenário 3: resultados anuais e factores de capacidade. .................................................... 55
Tabela 5.4 – Cenário 4.1 e 4.2: resultados anuais e factores de capacidade. ........................................ 58
Tabela 5.5 - Custo de instalação, O&M e LCOE por tecnologia e cenário. .......................................... 63
Tabela 5.6 - Análise económica suplementar de um cenário sem energia das ondas. .......................... 64
Tabela 5.7 - Redução de custos sem taxas com combustível automóvel. ............................................. 65
Tabela 5.8 - Redução de custos sem taxas com combustível fósseis para os sectores considerados. ... 65
xiv
xv
Índice de equações
Equação 4.1 ........................................................................................................................................... 42
Equação 4.2 ........................................................................................................................................... 47
Equação 4.3 ........................................................................................................................................... 48
xvi
xvii
Lista de abreviaturas
AQS – Aquecimento de águas sanitárias
BT – Baixa tensão
CAO – Coluna de água oscilante
CEEP – Critical excess electricity production
𝐶𝑖𝑛𝑠𝑡. – Custo de instalação
CO2 – Dióxido de carbono
CT – Custo de transporte
D&A – Custos de descarga e armazenamento
DSM - Demand side management
EP - EnergyPLAN
Hs - Altura significativa
IRENA – Agência Internacional de Energia Renovável
LCOE – Levelized Cost of Energy
MT – Média tensão
O&M – Operação e manutenção
PHES – Pumped Hydroelectric Energy Storage
PMEA - Plano para a Mobilidade Eléctrica nos Açores
PV – Energia solar fotovoltaica
PP – Power Plant
RSU – Resíduos sólidos urbanos
SAM - System Advisor Model
SPHS – Seawater pumped hydro storage
PCI – Poder Calorífico Inferior
Tp - Período médio
VCI – Veículos de combustão interna
VEs – Veículo(s) Eléctrico(s)
V2G - Vehicle-to-grid
ZEC - Zonas Especiais de Conservação
ZPE - Zonas de Proteção Especial
xviii
1
1 Introdução
Este capítulo introduz o tema da dissertação, fazendo a contextualização energética, ambiental e
económica das regiões insulares, e apresenta a motivação e objectivos do trabalho e a estruturação do
documento.
1.1 Contextualização
A consciencialização dos impactos negativos da utilização maciça das fontes de energia fóssil culminou
num aumento gradual do interesse em energias renováveis e em eficiência energética, por forma a
mitigar as emissões de gases de efeito de estufa e os seus efeitos danosos no clima.
Nos territórios insulares a exploração de recursos renováveis e endógenos para a produção de energia
eléctrica assume uma grande importância, dadas as dificuldades acrescidas face à generalidade das
regiões do continente no fornecimento e distribuição de energia, e elevada dependência externa de
combustíveis fósseis. Com efeito, a dependência destes territórios de fontes de energia importadas tem
efeitos negativos no desenvolvimento destas regiões, dados os avultados custos que as importações
comportam.
A Região Autónoma dos Açores é um exemplo, onde 73% do consumo final de energia é suprido por
combustíveis fosseis, sob a forma de electricidade (23%), gasóleo (39%) e gasolina (12%). Os
transportes por sua vez são responsáveis por 47% do consumo final de energia, com uma distribuição
de 72% para transporte rodoviário e 28% para transporte aéreo e marítimo [1].
Os sistemas eléctricos regionais dos Açores encontram-se isolados entre si e da rede continental, e sem
perspectivas de interligação, consequência da morfologia do fundo oceânico e elevada distância entre
ilhas [2] [3].
Ciente desta realidade, o Governo Regional dos Açores definiu a Estratégia Açoriana para a Energia
2030 (EAE 2030), que preconiza a transição energética da Região Autónoma dos Açores,
descarbonizando gradualmente a sua economia energética através do incremento do recurso a fontes de
energia renováveis [1].
A criação de um sistema com elevada penetração renovável deverá ter em linha de conta a estabilidade
da rede eléctrica, não descurando a variabilidade inerente à energia solar, do vento e das ondas. Para
mitigar a variabilidade destas fontes de energia, passíveis de utilização na Região Autónoma dos Açores,
é necessário dotar o sistema de ferramentas fundamentais, como o armazenamento hídrico e as redes
inteligentes [4][5]. É ainda possível utilizar as baterias em veículos eléctricos (VEs) como forma de
armazenamento flexível, com possível ligação bidireccional, fazendo aumentar a produção renovável,
ao mesmo tempo que este tipo de mobilidade faz reduzir as emissões de gases de efeito de estufa no
sector rodoviário [6].
1.2 Motivação e objectivos
Apesar de as energias renováveis se encontrarem em expansão na Região Autónoma dos Açores, esta
ainda carece de uma profunda avaliação do seu real potencial para produção renovável. Não obstante a
Estudo de um sistema de energia sustentável na Ilha do Pico
2
importância deste tema e os esforços envidados a nível regional, é crucial analisar as singularidades de
cada uma das ilhas, devido à disparidade do potencial energético entre elas.
A ilha do Pico é a segunda maior dos Açores, albergando um vasto leque de recursos renováveis, muitos
por explorar e analisar; no entanto, ainda é maioritariamente dependente de combustível fóssil
importado. Dentro da própria ilha existe uma grande diversidade paisagística e orográfica e,
inclusivamente, das próprias condições meteorológicas, que influenciam a radiação solar que incide na
superfície, os ventos predominantes e até a ondulação na orla costeira [3].
Assim, pretende-se com o presente estudo realizar um levantamento mais profundo do potencial
energético da ilha do Pico e contribuir desta forma para enriquecimento científico, através da
apresentação de uma solução viável para a descarbonização dos sectores eléctrico, rodoviário e
aquecimento doméstico, e para melhoria financeira da ilha e região.
O trabalho terá uma componente de modelação computacional do sistema de energia da ilha, que
permitirá traçar e comparar cenários alternativos ao existente e entre si.
Ambiciona-se ainda que o estudo possa servir como suporte e referência a planos para tornar no futuro
a ilha inteiramente renovável.
1.3 Resumo da estrutura da tese
O documento está divido em seis secções, de acordo com o seguinte:
No Capítulo 1 faz-se um enquadramento breve das regiões insulares, dando-se particular ênfase aos
desafios que as mesmas enfrentam na produção eléctrica e abastecimento fóssil, bem como à
importância das energias renováveis em solucionar esse problema. Além dos seus desafios, expõem-se,
igualmente, os objectivos do presente estudo e o resumo da sua estrutura.
No Capítulo 2 apresenta-se uma revisão do estado da arte para as diversas tecnologias renováveis
passíveis de implementação na ilha do Pico, os cuidados a que o planeamento de sistemas com elevada
penetração renovável obriga e as estratégias para a sua resolução. É ainda exposta a integração da
mobilidade eléctrica em sistemas renováveis que servem como casos de estudo mundiais e regionais
considerados relevantes.
No Capítulo 3 é caracterizado o presente caso de estudo, a ilha do Pico, através da apresentação das
características físicas da ilha, recursos endógenos disponíveis, e dos seus sectores eléctrico, rodoviário
e aquecimento doméstico. É igualmente apresentada uma análise ambiental e económica dos três
sectores, relativamente às suas emissões de dióxido de carbono (CO2) e custos associados.
No Capítulo 4 é apresentada a metodologia que foi aplicada para a avaliação energética, ambiental e
económica. Este capítulo encontra-se dividido entre o método utilizado nas simulações computacionais
e do cálculo do custo normalizado de energia.
No Capítulo 5 são apresentados e analisados os resultados energéticos obtidos para cinco cenários que
foram dimensionados e simulados. Posteriormente é mostrado o balanço ambiental e económico,
incluindo-se no primeiro a redução das emissões de CO2 para os diferentes cenários e no segundo os
custos comparativos das tecnologias e preço final de electricidade. É ainda realizada uma simulação de
Estudo de um sistema de energia sustentável na Ilha do Pico
3
um cenário adicional, sem recurso à energia das ondas, com o intuito de comparar os custos
normalizados obtidos.
No Capítulo 6 são apresentadas por componente energética, ambiental e económica as conclusões
retiradas do trabalho desenvolvido, bem como as limitações existentes e o trabalho futuro possível.
Estudo de um sistema de energia sustentável na Ilha do Pico
4
Estudo de um sistema de energia sustentável na Ilha do Pico
5
2 Estado da arte
Neste capítulo descrevem-se as várias fontes de energia consideradas no estudo, bem como o seu
armazenamento. Faz-se igualmente o enquadramento teórico do funcionamento do sistema de energia e
utilização de veículos eléctricos. Referem-se ainda estudos análogos, por isso úteis para a presente
discussão.
2.1 Fontes de energia renovável em sistemas isolados
2.1.1 Energia Eólica
A energia eólica é, de forma resumida, a energia obtida através do aproveitamento da energia cinética
do vento, convertida em energia mecânica através da rotação das pás de um aerogerador, posteriormente
transformada em energia eléctrica [7].
Esta energia, ao estar directamente dependente da velocidade e distribuição do vento, é caracterizada
por uma produção variável. Actualmente é possível produzir energia eólica em terra (tecnologia
onshore) e no mar (offshore).
A tecnologia onshore apresenta um nível elevado de amadurecimento, por isso encontra-se amplamente
integrada em inúmeras redes eléctricas em comparação com a tecnologia offshore. Hevia-Koch e
Jacobsen evidenciam para a Dinamarca a diferença entre ambas através do cálculo do custo normalizado
de energia, ou, na sigla inglesa, LCOE (Levelized Cost of Energy), concluindo que a tecnologia onshore
é mais barata do que a offshore, com variações de custo de 2 a 13 c€/kWh; contudo, também é salientado
que o preço do offshore tem diminuído progressivamente [8].
Esta tendência verifica-se, de igual forma, em regiões insulares, sem ligação à rede eléctrica continental.
Nestes territórios, apesar da proximidade do mar e a reduzida área para implantação de parques eólicos,
o aproveitamento desta tecnologia faz-se, fundamentalmente, em terra, sendo escassos os estudos
específicos sobre o potencial eólico offshore na maioria das ilhas [9].
A construção de parques eólicos onshore em territórios insulares apresenta inúmeros desafios,
nomeadamente no que concerne ao transporte marítimo do equipamento e posterior instalação. Devido
ao tamanho considerável dos aerogeradores, é necessário dotar os portos de condições para a recepção
de navios de grandes dimensões e a construção de vias de acesso terrestres ao local designado para a sua
instalação [10].
As ilhas de origem vulcânica, como é o caso das da Região Autónoma dos Açores, apresentam
dificuldades acrescidas para a criação de vias de acesso terrestre ao local de instalação, uma vez que as
áreas com maior potencial eólico possuem em si ou em seu redor declives acentuados e orografia
irregular [10]. A elevada rugosidade terrestre, característica destas ilhas, aliada ao efeito de esteira
impossibilita ainda a construção de parques eólicos densos [11].
Para além destas condicionantes, a maioria de ilhas possuem ecossistemas únicos, preservados através
da demarcação de uma ampla rede de áreas protegidas, o que se traduz numa redução da superfície
disponível para instalação dos parques [12].
Por forma a colmatar as condicionantes que advêm da produção eólica, tem-se vindo a apostar cada vez
mais numa produção híbrida de fontes de energia renováveis em sistemas isolados. Malheiro et al. [13]
Estudo de um sistema de energia sustentável na Ilha do Pico
6
apresentam um exemplo do dimensionamento híbrido para sistemas isolados, recorrendo à produção
eólica, solar e diesel, com armazenamento em baterias.
2.1.2 Energia solar fotovoltaica
A energia solar fotovoltaica (PV) é a energia obtida mediante a conversão directa da radiação solar em
energia eléctrica, utilizando o efeito fotovoltaico [14]. O aproveitamento da radiação é realizado através
de painéis fotovoltaicos que dependem do local geográfico em que são instalados e da sua orientação e
inclinação, bem como da nebulosidade da região e da sua própria eficiência de conversão energética
[15].
A radiação solar é mais elevada em posições geográficas na linha do Equador por ter uma maior
exposição horária contínua ao Sol e por apresentar um índice de nebulosidade reduzida [15]. Para o
devido aproveitamento da energia solar, os painéis fotovoltaicos estão assentes em estruturas que
permitem uma orientação fixa ou móvel, de um ou dois eixos, nos casos mais comuns. As estruturas
com dois eixos móveis, podem apresentar melhorias na produção de energia até 30,8%
comparativamente às de eixo fixo, dependendo das características climáticas da região em que se efectua
a instalação, que determinam a maior ou menor disponibilidade de radiação directa e difusa [16].
Os painéis fotovoltaicos actuais apresentam uma eficiência energética genérica de 17-18% [15] com
uma produção de energia variável e perdas por conversão situadas nos 15% [14]. Contudo, a eficiência
dos painéis tem vindo a subir, sobretudo por via de novos materiais e tecnologias, e o seu custo a baixar
fortemente [17].
De facto, mesmo com as características actuais, o paradigma desta tecnologia está a mudar rapidamente
com a constante diminuição dos custos de produção. A IRENA – Agência Internacional de Energia
Renovável perspectivou uma redução de custos para metade a partir do segundo semestre de 2020 em
relação a 2018 [18], o que se reflecte em exemplos como o dos leilões de energia solar-fotovoltaica em
Portugal, cujos valores unitários de energia atingiram mínimos históricos [19]. Devido ao decréscimo
dos custos, o PV apresenta-se como uma solução viável em sistemas isolados [20].
O fotovoltaico também apresenta vantagens em relação à eólica onshore, ao nível de transporte para
territórios insulares pelo tamanho reduzido dos componentes, uma maior facilidade de instalação e uma
maior acessibilidade para a sua manutenção.
Ma e Javed [21] estudam ainda o dimensionamento de sistemas híbridos, utilizando PV, eólica e
armazenamento em baterias para ilhas remotas, e Majumder et al. [22] estudam outro sistema híbrido
para ilhas remotas no Bangladesh com recurso a PV e diesel.
2.1.3 Energia das Ondas
A energia das ondas é produzida através da energia cinética provinda da oscilação marítima convertida
em energia eléctrica. Apresenta uma elevada densidade energética e um impacto ambiental reduzido
[23].
De forma complementar, Fadaeenejad et al. [23] também referem como vantagens o facto de existir uma
compatibilidade entre a mudança das estações do ano, o recurso disponível e o consumo de energia, bem
como o facto de ser uma energia com maior previsibilidade e produção contínua quando comparada com
Estudo de um sistema de energia sustentável na Ilha do Pico
7
a fotovoltaica e a eólica. Contudo, é importante realçar que a energia das ondas tem uma produção
variável com as condições marítimas.
A sua produção também depende do seu posicionamento geográfico e da tecnologia aplicada,
destacando-se a de coluna de água oscilante (CAO) fixa, o galgamento e corpos oscilantes. A de CAO
e galgamento são apropriadas para uma localização costeira fixa em profundidades intermédias ou em
quebra-mar. Por sua vez, a de corpos oscilantes apropria-se ao largo da zona costeira, assentando no
fundo oceânico e baseando-se numa movimentação vertical ou rotacional [24].
A tecnologia de CAO, de uma forma mais pormenorizada, consiste na movimentação de uma coluna de
água no interior de um reservatório parcialmente submerso por via da ondulação marítima, que
comprime e descomprime a coluna de ar acima que movimenta uma turbina [24]. A Figura 2.1 ilustra
este processo.
Figura.2.1 - Ilustração da tecnologia CAO fixa [25].
As ilhas de origem vulcânica, em especial, apresentam normalmente uma batimetria intermédia com
quebras acentuadas junto à orla costeira e consequente elevado potencial energético na sua superfície
marítima [26]. Estas vantagens, aliadas às pequenas redes eléctricas características das regiões tornam
apelativa a instalação desta tecnologia [27].
Em contrapartida, esta tecnologia apresenta uma capacidade instalada reduzida na casa dos 500 kW no
melhor dos casos [23], e um LCOE elevado [28]. Estas desvantagens advêm de ainda possuir uma grande
margem evolutiva e necessidade de amadurecimento tecnológico para se tornar competitiva com outras
fontes de energia renováveis.
Os seus desafios futuros prendem-se principalmente com a optimização das estruturas e o melhoramento
da eficiência dos processos de produção. Josset e Clèment apresentaram em 2007 um estudo que
preconizava ser possível aumentar a produtividade da central de CAO da ilha do Pico em 15,5%
substituindo a turbina Wells instalada [29].
Estudo de um sistema de energia sustentável na Ilha do Pico
8
A central de CAO do Pico, instalada na zona do Cachorro, foi finalizada em 1999 com uma potência
instalada de 400 kW e com objectivo principal de demonstração da viabilidade da energia das ondas
ligada à rede, em pequenas ilhas. Os primeiros testes foram realizados em 2005 e, posteriormente, em
2010 começou a produzir energia [30]. Actualmente a central encontra-se fora de serviço devido ao
desmoronamento parcial da estrutura (ver Capítulo 3.3.2).
Em 2000 foi instalada na ilha de Islay, Escócia, uma central de CAO semelhante à da ilha do Pico,
funcionando em sistema isolado com uma capacidade instalada de 500 kW [31]. Além dos dois
exemplos em sistemas isolados, existem ainda duas centrais de CAO fixas do tipo quebra-mar instaladas
em Sakata e Mutriku, respectivamente no Japão e em Espanha [28][31].
Fora do formato fixo, existem centrais de CAO flutuantes, como é o exemplo do Oceanlinx na Austrália
e o Mighty Whale no Japão [28]. De todos os exemplos aqui apresentados, somente a central da ilha do
Pico funcionou continuamente; as restantes foram apenas utilizadas demonstrativamente ou ainda não
entraram em funcionamento [24].
2.1.4 Energia de Biomassa residual
A energia de biomassa utiliza matérias-primas como resíduos florestais [32]. A produção de energia
pode ser realizada por processos directos, através de combustão, ou indirectamente por via de
biocombustíveis e biogás [33].
O processo de combustão é similar ao das centrais que utilizam combustíveis fósseis. A biomassa é
queimada para aquecer água no estado líquido e possibilitar a sua passagem para o estado gasoso,
accionando o movimento mecânico de uma turbina para produzir energia eléctrica [34].
A biomassa provém de culturas rotativas florestais lenhosas e seus resíduos e de resíduos sólidos urbanos
(RSU), indústrias agro-alimentares, agro-pecuária e agricultura [35].
A biomassa é considerada uma fonte de energia renovável por causa do seu balanço neutro em carbono,
entre o que é absorvido pela matéria-prima e emitido na combustão. É caracterizada por ter um tempo
de renovação baixo quando comparado com os combustíveis fósseis [36][37].
Embora o recurso de biomassa esteja em geral devidamente levantado e explorado no continente, o
mesmo não acontece em geral nas ilhas. Estas carecem de levantamentos do potencial de biomassa
disponível e de planos para uma gestão sustentável.
O arquipélago das Canárias é um exemplo das consequências de gestão insustentável. A região passou
por um período de produção indiscriminada de biomassa florestal, originando a desflorestação do seu
território e a necessidade de recorrer novamente a combustíveis fósseis [38].
Nas ilhas em que já existem estudos – por exemplo, nas Canárias [38], Maiorca [39], Guadalupe [40],
Creta [36] – aposta-se na utilização de plantações para a gestão de biomassa lenhosa, realizando-se
levantamentos para utilização de resíduos provenientes da agricultura.
De um ponto de vista ambiental, Chopin et al. [40] evidenciam os benefícios das culturas concebidas
para o aproveitamento da sua biomassa, como a produção eléctrica ou a redução da erosão do solo, tendo
Estudo de um sistema de energia sustentável na Ilha do Pico
9
sempre em consideração os impactos ambientais e económico-sociais que podem advir de uma
exploração exaustiva dos solos.
Já numa avaliação mais técnica, Pääkkönen e Joronen referem que a utilização da tecnologia de energia
e calor combinados pode apresentar aumentos de 20% em eficiência em comparação com centrais
individuais de energia e calor [41].
Esta tecnologia tem grande expressão no norte da Europa, nomeadamente nas ilhas de Aland, onde o
edificado tem aquecimento centralizado. Todavia, tal não invalida a sua possível utilização em ilhas a
sul, como meio de suprir este consumo variável que um sistema com base em energias renováveis pode
ter dificuldade em enfrentar [42].
Para além das vantagens enunciadas, de acordo com um estudo realizado pela IEA [42], a energia
proveniente da biomassa também tem um papel preponderante na estabilização da rede eléctrica, em
contraste com as energias variáveis (eólica, PV, ondas) que podem ter um efeito desestabilizador.
Por sua vez, a IRENA conclui o mesmo, considerando a biomassa uma fonte de energia estável. Todavia,
perspectiva que irá ocorrer uma diminuição relativa da produção de energia proveniente de biomassa
até 2030, devido ao aumento da penetração de outras fontes renováveis [43].
2.1.5 Resíduos sólidos urbanos
O referente do termo resíduos sólidos urbanos (RSU), como indicado pela Agência Portuguesa do
Ambiente, tem sofrido alterações, actualmente significando “resíduo proveniente de habitações, bem
como outro resíduo que, pela sua natureza ou composição, seja semelhante ao resíduo proveniente de
habitações” [44].
São considerados RSU todos os desperdícios gerados pela actividade humana em casas, empresas ou
instituições, sem qualquer uso ou valor económico para o seu proprietário. São constituídos
normalmente por resíduos que vão desde a comida a metais [45].
A produção de RSU tende a ser mais elevada em sociedades desenvolvidas, com uma maior densidade
populacional, consumo e urbanização [45]. Tal também pode suceder em ilhas, sendo todavia o
tratamento dos resíduos mais complexo e dispendioso, nestes casos [46].
Efectivamente, a gestão dos RSU acarreta problemas adicionais no caso dos territórios insulares, dados
os custos acrescidos no tratamento residual comparativamente aos continentais, devido aos aterros
sanitários de menores dimensões e restrições à reciclagem [46].
Em alternativa, a combustão de RSU é apresentada como uma solução viável para minimizar os
impactos ambientais e económicos. A par da biomassa, é possível efectuar a queima dos resíduos para
produção de energia ou a produção de energia e calor, como exposto anteriormente [34].
Os problemas supracitados são agravados em ilhas com grande fluxo turístico, onde o volume de RSU
aumenta sazonalmente de forma significativa. Estay-Ossandon e Mena-Nieto [47] realizaram um estudo
sobre as ilhas Baleares, em 2018, expondo o agravamento da produção de RSU face ao aumento
populacional volante. No mesmo artigo, é ainda ilustrado a diminuição da utilização de aterros sanitários
e o aumento da combustão, para fazer face ao aumento de resíduos e consumo eléctrico [47].
Estudo de um sistema de energia sustentável na Ilha do Pico
10
Mohee et al. [46] apresentam uma revisão detalhada sobre a actual gestão de resíduos sólidos e
tecnologias aplicadas em pequenas ilhas em vias de desenvolvimento. A principal conclusão do estudo
é que as ilhas apresentam uma taxa de geração de RSU semelhante aos países pertencentes à OCDE,
devido principalmente ao turismo em massa.
O estudo expõe ainda que a maioria destas ilhas queima os resíduos hospitalares. De entre os casos
mencionados, somente Singapura utiliza a combustão para produção de energia eléctrica, que
corresponde a 2-3% do consumo do país [46].
2.2 Armazenamento hidroeléctrico com bombagem
A tecnologia de armazenamento hidroeléctrico com bombagem (em inglês, PHES - Pumped
Hydroelectric Energy Storage) está comumente ligada às fontes de energia renovável não controláveis
[48][49].
As PHES são constituídas essencialmente por três componentes: dois reservatórios, bomba e turbina.
Em horas de baixo consumo, o excesso de energia é utilizado para bombear água para o reservatório a
montante, e, em horas de pico, a água faz o percurso inverso, produzindo energia ao passar pela turbina,
a jusante [48]. A Figura 2.2 ilustra de maneira mais detalhada a tecnologia PHES.
Figura 2.2 - Ilustração de uma PHES [50].
Os dois reservatórios encontram-se a cotas distintas, podendo ser de diferentes tipos, dependendo das
condições do terreno, por exemplo. Estes podem ser construídos de raiz ou, numa tentativa de redução
de custos, utilizando locais de armazenamento natural, como por exemplo lagoas para o reservatório
superior e, no caso do reservatório inferior, o próprio oceano [51].
No caso de utilização do oceano como reservatório a jusante, o sistema utiliza a água salgada para
armazenamento da energia, acarretando um desgaste maior nos equipamentos, devido à corrosão e
detritos, obrigando a um maior esforço e gastos na manutenção do mesmo [52].
Estudo de um sistema de energia sustentável na Ilha do Pico
11
A utilização de uma PHES com recurso a água salgada foi testada pela primeira vez em Okinawa, no
Japão, apresentado uma eficiência combinada de 77%. Ma et al. [51] referem que é uma solução
promissora para territórios insulares com difícil acesso à água doce. O armazenamento hídrico com
recurso a água salgada é designado, em inglês, como SPHS - Seawater pumped hydro storage [53].
Para além de servir como armazenamento, a tecnologia PHES ainda apresenta benefícios para sistemas
eléctricos com a sua produção flexível, balanceamento da rede e estabilização de frequência [54].
Devido às suas características, as PHES aparecem cada vez mais associadas a estudos com fontes
renováveis com produção variável, como é o caso da energia eólica [55], dependente do vento, e energia
fotovoltaica [56], que só produz durante o dia.
Assim, este sistema é apresentado como uma solução viável para reserva de energia e estabilização da
rede, complementando outras fontes e colmatando as necessidades típicas das ilhas electricamente
isoladas com elevada penetração de renováveis [57] [58].
Apesar de ser consensual a importância que as PHES têm em sistemas baseados em renováveis, é de
salientar que no futuro estas poderão tornar-se menos apelativas em relação a baterias convencionais.
Em 2014, Ma et al. [51] expõem quatro cenários em ilhas envolvendo a utilização de baterias e
armazenamento por PHES, de forma separada ou conjunta, concluindo que a tecnologia PHES é a mais
barata, dado o seu tempo de vida útil.
Todavia, já em 2018, Gioutsos et al. [4] apresentam a tecnologia PHES apelativa somente em cenários
com penetração de energia renovável acima de 70%, devido aos seus elevados custos de armazenamento.
É ainda referido que uma redução dos custos de investimento para armazenamento em baterias
electroquímicas à base de lítio entre 50 e 70% tornaria estas últimas mais aliciantes do que as PHES.
Perspectiva-se que a partir de 2024, possa já ser a escolha principal para redes eléctricas em ilhas [59].
2.3 Redes inteligentes de energia
A penetração de energias renováveis nas redes eléctricas está a aumentar, requerendo do sistema
eléctrico profundas mudanças ao nível da gestão e flexibilidade [60].
As redes inteligentes aliam um sistema de informação e comunicação às redes eléctricas convencionais,
tendo como objectivos o aumento do controlo e uma eficiente gestão da produção, distribuição e
consumo, criando condições para uma elevada produção renovável e inclusão do consumidor como parte
activa do sistema [5][61][62].
De forma a dotar as redes inteligentes de meios para colmatar a variabilidade das energias renováveis,
mais significativa em ilhas pequenas devido ao menor efeito de atenuação da mesma por dispersão
geográfica, é necessário inserir factores de estabilização no sistema, como seja a tecnologia PHES [62],
ou no futuro os veículos eléctricos (VE) [63].
De facto, o consumidor apresenta potencial na gestão do consumo via demand side management (DSM),
com recurso a sistemas de comunicação, contadores inteligentes, prestação de novos serviços e decisões
quase em tempo real em função de um consumo mais eficiente por via, por exemplo, de um sinal da
rede ou do preço, contribuindo para a diminuição da carga em horas de pico [61][64].
Estudo de um sistema de energia sustentável na Ilha do Pico
12
A Figura 2.3 ilustra uma rede inteligente de energia. A rede pode ser constituída por mais elementos do
que os apresentados, dependendo das especificidades de cada sistema.
Figura 2.3 - Ilustração de uma rede inteligente de energia [65].
2.4 Mobilidade eléctrica
De forma a concretizar os compromissos assumidos no domínio da sustentabilidade e descarbonização
da economia, protocolados no Acordo de Paris e nos Objectivos de Desenvolvimento Sustentável da
Agenda 2030, a par das mudanças na produção eléctrica é necessário aplicar reformas no sector dos
transportes, dado o seu elevado contributo na produção de gases de efeito de estufa [66][67].
Neste sentido, a introdução de veículos movidos a electricidade, designados por VE, assume particular
importância, pois ao poderem usar electricidade renovável tornam-se numa tecnologia essencialmente
não poluente durante o seu ciclo de vida, apresentando também melhorias de desempenho energético
por via de uma maior eficiência em comparação com veículos de combustão interna [68][69].
Correntemente, existem três tipos de veículos eléctricos: os eléctricos puros, só com bateria; os híbridos
com possibilidade de carregamento e ainda os híbridos sem essa possibilidade, que carregam uma
pequena bateria enquanto o motor de combustão interna está em funcionamento [70].
De forma sumária, os VE puros apresentam ainda uma autonomia limitada, e requerem carregamentos
demorados. Com o aumento de VE, surgem novos desafios para as redes convencionais, nomeadamente
no que concerne a problemas de estabilização, incremento do consumo e perdas no sistema [68].
Todavia, a autonomia não representa um problema em ilhas de menor dimensão, mesmo com relevos
acentuados. O Plano para a Mobilidade Eléctrica nos Açores (PMEA) refere que não existem limitações
em percursos inferiores a 160 km, e em percursos mais longos uma simples instalação de pontos de
carregamento intermédios devidamente planeados resolve a limitação [71].
Em territórios insulares com produção renovável estes desafios são mais significativos dado que a
energia é proveniente de fontes variáveis e qualquer variação de carga tem potencialmente um grande
impacto na estabilidade do sistema. A introdução de redes inteligentes, que possibilitam uma
comunicação entre produtor e consumidor, proporcionando um meio de gestão e controlo do consumo
e produção, são uma resposta a este desafio [71].
Estudo de um sistema de energia sustentável na Ilha do Pico
13
Esta solução, por sua vez, possibilita na relação consumidor-produtor utilizar baterias como forma de
armazenamento de electricidade em períodos de excesso de energia e, se em modo bidireccional, como
forma de injecção de energia em períodos de ponta e pico, contribuindo assim para um diagrama de
carga mais uniforme e estável. Esta interligação chama-se vehicle-to-grid (V2G) [68][72].
Para além desta tecnologia se assumir como um importante contributo na descarbonização e na
estabilização da rede, ela pode futuramente substituir os sistemas de armazenamento dedicados, como a
PHES, cuja instalação possui um elevado custo. Todavia, esta substituição ainda não é viável devido a
questões tecnológicas e aos avultados custos na produção dos VEs [73].
Existem dois tipos de carregamentos de VEs, dumb (rígido) e smart (inteligente). O carregamento dumb
é efectuado sem condicionantes, ocorrendo na maioria dos casos em horas de pico de consumo em que
as pessoas estão em casa, e.g. a partir do final da tarde, e nos seus locais de trabalho [71].
Por sua vez, o carregamento smart tem em consideração as horas de pico de consumo e concentra ou
dilata o carregamento ao longo de diversas horas de vazio e de potencial excesso de energia,
respectivamente. Para além destas considerações, nas horas de pico pode fornecer energia controlada à
rede eléctrica [71].
2.5 Outros casos de estudo
As ilhas, particularmente as de menor dimensão, como é o caso de algumas do Arquipélago dos Açores,
sofrem, maioritariamente, de uma forte dependência energética externa, tornando-as totalmente
dependentes das importações dos derivados de petróleo para fazer face às suas necessidades.
Com efeito, a procura de energia nestes territórios aumentou exponencialmente nos últimos 20 anos e
as especificidades das regiões insulares ultraperiféricas, afastadas das redes energéticas continentais,
implicam custos mais altos de aprovisionamento e conversão, devido ao transporte e à menor escala dos
mercados e das infraestruturas. Estes sobrecustos propiciam a valorização das fontes de energia
renováveis, aumentando a viabilidade da produção autónoma nas ilhas, tornando-a cada vez mais
aliciante do ponto de vista económico.
A par dos benefícios económicos, esta solução apresenta igualmente vantagens para o meio ambiente
ao permitir uma produção livre de gases de efeito de estufa, de baixo custo para o produtor e consumidor,
impulsionando a economia local e aumentando a qualidade de vida em território insulares.
De forma a complementar o exposto com exemplos, em seguida são referidos casos de estudo baseados
em diversas tecnologias, de acordo com as características de cada ilha, que têm por base as premissas
supracitadas, num panorama internacional e regional.
2.5.1 Internacionais
- Ilha de Reunião, França
A ilha de Reunião é uma região ultraperiférica, pertencente à França, que se localiza no Oceano Índico,
entre a Madagáscar e Maurícia. A ilha tem uma superfície de 2 512 km2 e, em 2015, possuía 843,500
habitantes [74].
Estudo de um sistema de energia sustentável na Ilha do Pico
14
Em 1980, a sua produção era composta exclusivamente por energia hídrica. Devido ao aumento
populacional, que duplicou desde essa altura, o sistema eléctrico passou a depender da importação de
combustível fóssil, registando em 2015 uma participação 86,1% na produção total [75].
Devido ao seu distanciamento ao continente europeu e França, não é possível interligar o sistema com
a rede nacional de energia. Para afastar a dependência de combustível fósseis, o governo francês
decretou que a ilha até 2030 tem de conseguir desenvolver um modelo com baixas emissões de CO2 que
abranja o sector eléctrico na produção, consumo e armazenamento, e também transportes [75].
O parque electroprodutor à data de 2015 era composto por tecnologia de produção eólica, PV, hídrica e
também fóssil. A eólica tinha uma capacidade instalada de 14,8 MW, PV de 186,6 MW e a hídrica de
133,6 MW, o restante era atribuído a combustíveis fósseis, nomeadamente, petróleo, carvão e gás natural
[75].
No caso de estudo apresentado por Praene et al. [76], é referido que a ilha de Reunião apresenta um rico
património de recursos naturais renováveis para produção de energia, destacando-se a energia eólica,
solar, biomassa, hídrica, geotérmica e ainda a oceânica, como as principais fontes de energia renováveis
a explorar.
Selosse et al. [75] utilizam o estudo anterior como base para o seu próprio estudo. Neste, é referido que
a biomassa irá assumir um papel importante na produção principal, utilizando a cana-de-açúcar como
fonte (actualmente já se encontra instalada a central de biomassa [77]) e que irá existir um aumento da
produção hídrica.
A energia geotérmica, de acordo com a mesma fonte, ainda se encontra em estudo, condicionado pela
pertença do vulcão a uma reserva protegida. Já a energia dos oceanos desdobra-se em duas vertentes, a
energia de ondas e a conversão de energia térmica oceânica, com estudos em desenvolvimento.
- Ilha de El Hierro, Espanha
A ilha de El Hierro situa-se no Oceano Atlântico, sendo a mais pequena do Arquipélago das Canárias.
Tem 268,7 km2 de superfície terrestre, 60% protegida, e 10.872 habitantes (2017) [78].
Antes do projecto de remodelação do sistema eléctrico, em 2009, a sua energia de base era fóssil,
nomeadamente diesel, com 55,6% para produção eléctrica, 29,9% para transportes, 12,1% para uso
industrial e residencial e 2,4% para dessalinização de água [78].
Este projecto de 2009 visava a construção de um sistema híbrido, baseado em energia hídrica, eólica e
diesel, com o objectivo de suprir 70% das necessidades anuais com recurso a energias renováveis e
100% durante o Verão, com introdução posterior de veículos eléctricos [77]. Incluía ainda um sistema
de armazenamento hídrico com bombeamento.
A central hidroeléctrica de Gorona del Viento foi inaugurada em 2014, permitindo que a ilha espanhola
suprisse parte significativa das suas necessidades energéticas com recurso a fontes de energia
renováveis, como evidencia Latorre et al. [79], fazendo uma avaliação técnica e económica sobre a
utilização do sistema eólico com armazenamento hídrico.
Estudo de um sistema de energia sustentável na Ilha do Pico
15
Esta central é actualmente composta por cinco turbinas eólicas com uma capacidade instalada total de
11,5 MW, uma central hidroeléctrica com quatro turbinas e oito bombas, com capacidades instaladas
totais de 11,3 MW e 6 MW, respectivamente, e dois depósitos de água, o superior com 380.000 m3 e o
com inferior 150.000 m3, com uma diferença de cota de 655 m [80], suprindo 2.300 horas anuais por
uma produção 100% renovável [81].
- Ilha de Kodiak, EUA
A ilha Kodiak pertence ao arquipélago Kodiak, que se situa no Golfo do Alasca ao largo da zona costeira
continental, no Oceano Pacífico. A ilha tem 9.311 km2 e 13.448 habitantes, e é a maior do arquipélago
[82].
Tradicionalmente a sua fonte de energia era o diesel, que servia para produção eléctrica, abastecer
transportes e aquecimento de espaços. Para evitar a dependência de combustível fósseis, em 1980 foi
iniciado o projecto hidroeléctrico de Terror Lake, com uma capacidade instalada aproximada de 20 MW
[83].
Actualmente, a central hidroeléctrica de Terror Lake tem uma capacidade instalada de 33,75 MW
dividida por três grupos de geradores [84] e um parque eólico composto por seis aerogeradores com
uma capacidade total de 9 MW [85][86]. O armazenamento de energia é efectuado por baterias e por
um sistema flywheel (ver Ref. [48] para mais detalhes) para responder à imprevisibilidade do vento, ao
tempo de arranque da central e à utilização de uma grua eléctrica com impactos na estabilidade no
sistema [86][87].
Em 2015 a produção anual de energia por fontes renováveis foi de 161 GWh para um consumo de 159
GWh, permitindo um sistema 99,8% renovável. A meta designada era de 95% até 2020 [84].
O consumo energético continuará a aumentar na ilha e, por forma a responder a esta necessidade, em
2018 encontrava-se em construção um túnel subterrâneo que irá desviar água para Terror Lake, fazendo
aumentar em 25% a sua produção eléctrica [88].
2.5.2 Nacionais
- Ilha de Porto Santo, Região Autónoma da Madeira
A ilha de Porto Santo faz parte da Região Autónoma da Madeira, situada no Oceano Atlântico, com uma
população de 5.483 habitantes (2011) e uma superfície terrestre de 42,59 km2. A rede eléctrica em 2017
era baseada em tecnologia termoeléctrica, eólica e PV, com uma produção renovável conjunta de 5,08
GWh, representando 16,6% da totalidade [89].
O Governo Regional da Madeira lançou em 2017 um concurso público para o projecto ‘Sustainable
Porto Santo - Smart Fossil Free Island’, que visa tornar a ilha do Porto Santo livre de combustíveis
fósseis [90].
Este projecto inclui o desenvolvimento e implementação de sistemas de armazenamento de energia, o
desenvolvimento de uma rede inteligente, o aumento da eficiência de edifícios e iluminação pública, o
aumento de penetração renovável e criação de postos de carregamento para VEs [90].
Estudo de um sistema de energia sustentável na Ilha do Pico
16
A sua implementação divide-se em duas fases. A primeira preconiza o incremento da produção
renovável de 15 para 30%, prevendo-se, na segunda fase, a introdução de redes inteligentes, sistemas de
armazenamento de energia e V2G, entre outros [91].
Actualmente, a rede inteligente, para gestão e controlo dos dados informáticos e comunicações,
encontra-se em desenvolvimento, incluindo a instalação de contadores de energia inteligentes [92].
Existem ainda VEs a circular na ilha e postos de carregamento inteligentes [93].
- Ilha da Graciosa
A ilha da Graciosa, com uma área de 60,65 km2 e uma população de 4.391 habitantes, está localizada
no grupo central da Região Autónoma dos Açores [94]. Em 2018, o seu consumo energético foi de 13,44
GWh, em que 3,1% proveio de eólica e os restantes da central termoeléctrica a diesel [95].
Para reduzir a dependência de combustíveis fósseis, em 2015 finalizou-se o projecto híbrido Graciólica,
visando a instalação de um parque eólico e PV, com capacidade de 4,5 MW e 1 MW, respectivamente,
com armazenamento por baterias de 2,6 MWh [96]. Segundo o caso da companhia Greensmith [97], em
2018 o armazenamento de baterias foi aumentado para 3,2 MWh, mas com o equipamento ainda off-
grid.
É referido que a penetração renovável irá passar de 15 para 65%, permitindo poupar 17.000 litros de
diesel por mês. Stenzel et al. [98] apresentaram um estudo sobre ciclos de vida de produção eléctrica
baseados neste aumento da produção renovável na ilha.
Na última fase de testes foi possível abastecer a ilha durante 24 horas recorrendo exclusivamente a
energias renováveis. Em Agosto de 2019 a Direcção Regional da Energia divulgou que o projecto já
possuía licença de exploração, permitindo assim a sua ligação à rede eléctrica local [99].
Constata-se, portanto, através das tecnologias e casos apresentados neste capítulo, que as regiões
insulares possuem ao seu dispor uma diversidade de soluções sustentáveis capazes de integrar sistemas
eléctricos que ainda são maioritariamente dependentes de combustíveis fosseis.
Estudo de um sistema de energia sustentável na Ilha do Pico
17
3 Caso de estudo: ilha do Pico
Neste capítulo caracteriza-se a ilha do Pico através do levantamento de dados relativos ao
enquadramento socioeconómico, territorial e climático. Também se apresentam as características da
rede eléctrica e dos transportes, e custos e emissões relacionadas com os consumos no sector doméstico
e industrial. Os dados apresentados são relativos a 2016 (ver Capítulo 4.1).
3.1 Caracterização socioeconómica e territorial
Localizada no Atlântico Norte, a ilha do Pico é a segunda maior do arquipélago dos Açores, com uma
superfície de 448 km2 e uma linha de costa com 152 km, atingindo uma cota máxima de 2.351 metros
no cume da montanha, o ponto mais alto de Portugal [100].
Com forma oblonga, mais larga a oeste e estreitando para oriente, a ilha possui 42 km de comprimento
e 15,2 km de largura. Situando-se a 28° 21′ de longitude oeste e a 38° 28′ latitude norte, com orientação
NNW-SSE, o Pico pertence ao Grupo Central da Região Autónoma dos Açores, distando 4,5 milhas
náuticas da ilha do Faial e 11 de São Jorge [100].
O Pico está administrativamente divido em três concelhos, nomeadamente Madalena, São Roque e
Lajes, os três com 14.148 habitantes, uma média de 2,8 habitantes/família e uma densidade populacional
de 31,8 habitantes/km2 [94][100].
Devido às características de terreno é possível dividir a ilha em duas zonas como mostra a Figura 3.1.
Figura 3.1 - Mapa topográfico da ilha do Pico [101].
A zona A ilustra um aumento moderado do declive desde orla costeira, enquanto que a zona B centra-
se num aumento brusco do declive numa superfície limitada. Na parte central da ilha, tendo a montanha
do Pico como referência, apresenta-se do seu lado nascente uma zona com uma altitude entre 700-900
metros formando um planalto, cuja orogenia é de erupções secundárias.
Por sua vez, as áreas próximas da orla costeira encontram-se dividida entre zonas de acesso facilitado
ao mar com pequenos prolongamentos de rocha submersa e de zonas com desnível acentuado de
profundidade, repartidos por toda a ilha [100].
Estudo de um sistema de energia sustentável na Ilha do Pico
18
A Figura 3.2 mostra a distribuição por tipo de área da ilha.
Figura 3.2 - Ocupação da superfície terrestre da ilha do Pico (km2) [100].
A principal actividade económica é a agro-pecuária, com 48,61% da superfície total da ilha destinada a
terreno agrícola e pastagem. Complementarmente, também o sector piscatório e o turismo são
fundamentais para a economia local, tendo este último registado um crescimento significativo nos
últimos anos [100][102].
A par da agro-pecuária, a generalidade da restante superfície terrestre é ocupada por área florestal e de
vegetação natural, correspondendo a 48,62% do total. Estas áreas localizam-se, de forma dispersa, ao
longo de toda a ilha, podendo ou não situar-se em Zonas de Protecção Especial (ZPE) ou em Zonas
Especiais de Conservação (ZEC), que correspondem a 33,7% e 34,9%, respectivamente, da superfície
terrestre total da ilha [100].
A área florestal é maioritariamente ocupada pelo incenso (Pittosporum undulatum), classificada como
uma espécie invasora, que ocupa 78,34% dessa área, seguido da Faia (Morella Faya), com 6,40%, e
Criptoméria (Cryptomeria japonica), com 5,62% [103]1.
As áreas urbanas e industriais apresentam uma ocupação reduzida, 2,9%. Os edifícios residenciais,
industriais e de serviços situam-se predominantemente junto à orla costeira, ao longo da estrada regional
e ramais adjacentes.
Devido ao consumo doméstico e à actividade económica e industrial, a ilha em 2016 produziu
aproximadamente 5.521 toneladas de RSU, em que 2.614 foram eliminadas em aterro. De acordo com
a Ref. [104], existiu uma redução gradual do RSU produzido desde 2014.
1 Existe uma pequena discrepância entre os valores da área florestal apresentados no PGRH-Pico e na Estratégia Florestal dos
Açores. Foi assumido que o valor a utilizar na Figura 3.2 seria 144,43 km2 de acordo com a primeira e para coesão dos valores
a apresentar, adoptou-se o valor 149,4 km2 no cálculo das percentagens de cada variedade de espécie florestal.
12.41
36.92
179.34
144.43
60.89
0.49 2.31 7.87 0.13
Urbano Agrícola Pastagem Florestal Vegetação
Natural
Industrial Incultos Áreas
descobertas
Lagoas
Estudo de um sistema de energia sustentável na Ilha do Pico
19
As lagoas ocupam 0,13 km2, e encontram-se na parte central da ilha, existindo três de maior dimensão,
nomeadamente, Lagoa do Caiado, do Paúl e do Capitão [100]. A Figura 3.3 mostra as alturas médias da
água nestas lagoas ao longo do ano, e as suas cartografias são apresentadas nos ANEXOS I, II e III.
Figura 3.3 – Altura média (m) de água em lagoas da ilha do Pico em 2016.
Da Figura 3.3 destaca-se que a Lagoa do Capitão é a que tem a maior média anual de altura de água,
com 1,92 m, seguida da Lagoa do Pául e da Lagoa do Caiado. Relativamente aos máximos e mínimos,
a Lagoa do Paúl apresenta o valor mais alto, 5,23 m nos meses de Inverno, e também apresenta em
conjunto com a Lagoa do Caiado o menor valor, não existindo água nestas lagoas em alguns períodos
do mês de Agosto.
3.2 Caracterização climática
Faz-se neste subcapítulo um resumo dos parâmetros climatológicos da ilha, dada a sua importância na
produção de energia renovável. Os dados apresentados referem-se a períodos históricos de trinta anos.
3.2.1 Humidade relativa do ar
A humidade relativa da ilha é predominantemente elevada ao longo do ano, com a sua média anual a
situar-se próxima dos 80%. Esta não apresenta variações bruscas na média ao longo do dia, contudo,
durante o período nocturno os valores são mais elevados do que no diurno, salvo excepção de dias de
nebulosidade completa sem vento [100]. Consoante a altitude, a humidade varia, aumentando com a
altitude.
3.2.2 Precipitação
A precipitação ocorre ao longo de todo o ano, apresentando valores periódicos mensais similares, salvo
nos meses de Inverno, em que a ocorrência é mais elevada e menores nos meses de Verão.
0.0
1.1
2.2
3.3
4.4
5.5
0.0
0.7
1.4
2.1
2.8
3.5
Máx
. e
min
. [m
]
Alt
ura
méd
. [m
]
Meses
Méd. Paúl Méd. Capitão Méd. Caiado Min. Caiado Máx. Caiado
Min. Paúl Máx. Paúl Min. Capitão Máx. Capitão
Estudo de um sistema de energia sustentável na Ilha do Pico
20
Ao nível do mar, a precipitação tende a ocorrer de Este para Oeste, com 75% a concentrar-se entre os
meses de Setembro e Março, caracterizada pela sua abundância e irregularidade. A precipitação aumenta
consoante a altitude, como consequência da nebulosidade orográfica [100].
A Figura 3.4 mostra os dados mensais referentes ao número de dias com ocorrência de precipitação e a
precipitação média mensal.
Figura 3.4 – Precipitação em Angra do Heroísmo: média mensal (mm) e nº médio de dias em que ocorreu entre 1971-2000
[105].
A média mensal ao longo do ano varia entre o valor máximo de 136,3 mm em Dezembro e o mínimo de
32,6 mm em Julho. A precipitação diária entre 0,1 e 1mm tem o maior número médio de dias de
ocorrência em todos os meses do ano, com o mínimo registado novamente em Julho, com 10,6, e o
máximo em Dezembro com 19,9. Os restantes valores apresentados também seguem o mesmo perfil ao
apresentar o mínimo em Julho e o máximo em Dezembro.
3.2.3 Temperatura do ar
A temperatura do ar é regular ao longo do ano, com as temperaturas médias mínimas e máximas a
ocorrer nos meses de Fevereiro e Agosto, respectivamente, com uma variação diária de cerca de 5 ºC.
Em altitude, o gradiente adiabático seco diminui a uma razão de 0,9 ºC cada 100 m até atingir o ponto
de orvalho a uma altura de cerca de 400 m, e a partir desse ponto a temperatura baixa a razão de 0,6
ºC/100 m [100].
0
5
10
15
20
25
0
30
60
90
120
150
Nº
méd
io d
e d
ias
Pre
cip
itaç
ão [
mm
]
Meses
Prec. Diária ≥ 0.1 mm Prec. Diária ≥ 1 mm Prec. Diária ≥ 10 mm Média mensal
Estudo de um sistema de energia sustentável na Ilha do Pico
21
A Figura 3.5 mostra a evolução anual da temperatura mensal média, média mínima e média máxima.
Figura 3.5 – Temperatura do ar em Angra do Heroísmo: média mínima, média e máxima (ºC) entre 1971-2000 [105].
A média mensal da temperatura apresenta o valor médio mínimo em Fevereiro, 11,1 ºC, e o máximo em
Agosto, 24,8 ºC. Ao longo do ano é possível verificar uma diferença de temperatura, entre máximos e
mínimos, de cerca de 5,1 ºC.
3.2.4 Radiação solar
A radiação solar directa média tende a ser baixa na ilha devido à nebulosidade orográfica e à elevada
humidade relativa do ar, característica da sua posição geográfica atlântica. A incidência solar é
predominantemente maior em áreas litorais comparativamente a áreas de maior altitude, existindo casos
pontuais em que a radiação apresenta valores elevados acima da cobertura das nuvens (montanha do
Pico ou quando as nuvens se encontram baixas) [100].
A Figura 3.6 mostra os valores médios mensais na ilha relativos à irradiação solar directa.
Figura 3.6 - Irradiação solar directa (kWh/m2/dia) na ilha do Pico: média mensal entre 1980-2016 [106].
A irradiação solar directa média apresenta o valor mínimo de 1,8 kWh/m2/dia, no mês de Dezembro, e
o máximo de 7,5 kWh/m2/dia, no mês de Julho.
0
6
12
18
24
30
Tem
per
atu
ra [
⁰C]
Meses
Temp. Máxima Temp. Mínima Temp. Média
Estudo de um sistema de energia sustentável na Ilha do Pico
22
A nebulosidade é caracterizada pelo índice de clareza do céu, em que este varia entre 0 e 1, representando
0 (zero) céu completamente nublado e 1 (um) céu limpo [107]. Para a Região Autónoma dos Açores, o
valor típico é de 0,35 com valores mais baixos nos meses de Inverno e maiores nos meses de Verão
[100].
A Figura 3.7 mostra a média mensal de nebulosidade para a ilha.
Figura 3.7 - Percentagem (%) de nebulosidade na ilha do Pico: média mensal entre 1980-2016 [106].
Durante os meses de Inverno, a ilha apresenta períodos médios de céu encoberto durante 64% do tempo,
diminuindo nos meses mais quentes para 25%. A ausência de nebulosidade durante os meses frios ocorre
somente em 15% do tempo, e nos meses de Junho, Julho e Agosto este seu valor aumenta para cerca de
40%.
3.2.5 Velocidade do vento
À semelhança dos parâmetros anteriores, o vento, nomeadamente a sua velocidade e frequência, depende
da geografia e envolvente. A ilha do Pico, a par de todas as outras ilhas do arquipélago, é sujeita a ventos
provenientes do anticiclone dos Açores e frente polar [100].
A velocidade do vento tende a ser mais baixa nos meses de Verão e maior nos de Inverno, registando-
se também um aumento com a altitude. Para além dos fenómenos naturais referidos, a velocidade sofre
ainda alterações com a passagem de tempestades tropicais [100].
Estudo de um sistema de energia sustentável na Ilha do Pico
23
A Figura 3.8 ilustra, através da média mensal, a variação da velocidade do vento ao longo do ano.
Figura 3.8 - Velocidade do vento (m/s) na ilha do Pico: média mensal entre 1980-2016 [106].
A velocidade do vento apresenta o valor médio mensal máximo em Dezembro com 8,0 m/s e o médio
mensal mínimo em Julho com 4,2 m/s, em que os meses entre Maio e Setembro apresentam velocidades
mais baixas. As áreas em torno da média mensal realçam a variação de velocidade ocorrida, desde
máximos médios que atingem 13 m/s a mínimos médios de 2 m/s.
3.2.6 Ondulação
A ondulação ao largo da ilha do Pico apresenta uma orientação e ocorrência predominantes de Noroeste
e Oeste, onde se registam os períodos de maior energia, característicos de um regime energético elevado
[100]. O regime energético é afectado ao longo da orla costeira por fenómenos como o empolamento,
refracção, difracção ou reflexão [100].
A Figura 3.9 e Figura 3.10 mostram, respectivamente, a altura significativa média (Hs) e período médio
(Tp), ao largo da zona costeira da ilha.
Figura 3.9 – Altura significativa (m) na ilha do Pico: média diária entre 1979-2014 [108].
Estudo de um sistema de energia sustentável na Ilha do Pico
24
Figura 3.10 – Período (s) na ilha do Pico: média diária entre 1979-2014 [108].
Nas figuras verifica-se que tanto Hs como Tz apresentam valores mais elevados nos meses Inverno e
menores nos meses de Verão, com comportamentos semelhantes de ano para ano. Assume-se que o
período com maior potencial energético da ondulação é o intervalo dos meses de Inverno, por apresentar
os valores mais elevados em altura significativa e período.
3.3 Rede de Energia
3.3.1 Consumo eléctrico
O consumo eléctrico total na ilha do Pico, no ano de 2016, foi de 40,89 GWh [109].
A Figura 3.11 mostra a distribuição do consumo entre os diversos sectores, verificando-se que a maior
fatia se regista no sector doméstico, com 39,3%, seguida do sector do comércio e serviços, com 28,8%,
do sector industrial, com 17,7%, e por fim o consumo próprio da EDA – Electricidade dos Açores, com
0,2%.
Figura 3.11 - Consumo anual por sector na ilha do Pico em 2016 [110].
Os sectores representados correspondem ao consumo eléctrico em baixa (BT) e média tensão (MT)
aglomerados, representando o primeiro cerca de 75% e o segundo os restantes 25%.
Domésticos39.3%
Comércio/Serviços
28.8%
Serviços públicos7.1%
Industriais17.7%
Iluminação Pública6.9%
Consumo próprio0.2%
Estudo de um sistema de energia sustentável na Ilha do Pico
25
A Figura 3.12 mostra numa análise mais detalhada do consumo mensal de cada sector em 2016. O
consumo atingiu o máximo de 3.720 MWh em Agosto, e um mínimo em Fevereiro, com 3.129 MWh.
Figura 3.12 - Consumo eléctrico mensal de cada sector na ilha do Pico em 2016 [127-138].
Na Figura 3.13 são apresentados os diagramas de carga para dias típicos, representativos de cada uma
das estações do ano.
Figura 3.13 - Diagrama de carga de dias típicos da ilha do Pico em 2016 [122].
Os diagramas de carga característicos de 2016 apresentam o consumo mais elevado durante o Inverno e
Verão, com cerca de 4,5 MW, e o menor ocorre na Primavera, próximo de 2,0 MW. O mais elevado
consumo de energia regista-se à quarta-feira, e o mínimo ao domingo.
0
800
1600
2400
3200
4000
Co
nsu
mo
[M
Wh
]
Meses
Domésticos Comércio/Serviços Serviços Públicos Industriais Iluminação Pública Consumo próprio
Estudo de um sistema de energia sustentável na Ilha do Pico
26
3.3.2 Produção eléctrica
O sistema electroprodutor da ilha do Pico é composto pela Central Termoeléctrica do Pico e pelo Parque
Eólico Terras do Canto, contando em 2016 com uma potência instalada de 16,76 e 2,4 MW,
respectivamente, e uma produção eléctrica de 45,85 GWh. A produção de energia através de
microgeração e da central de CAO do Pico representa cerca de 0,05 GWh, sendo que a central das ondas
não é considerada como parte do sistema electroprodutor pelas razões apresentadas no Capítulo 2.1.3
[110].
A central termoeléctrica a fuelóleo é a principal produtora de energia, representando 86,5% de toda a
produção, o que equivale a 39,64 GWh de electricidade produzida em 2016. A infraestrutura é composta
por sete geradores, estando sobredimensionada para fazer face ao crescimento futuro de consumo e de
forma a ter capacidade de satisfazer o consumo de ponta. Actualmente a central tem a capacidade de
satisfazer o consumo de ponta com dois grupos indisponíveis (segurança n+2), com um factor de
capacidade de 0,27. De acordo com os dados providenciados, a central termoeléctrica apresentou em
2017 uma eficiência ponderada de 0,39, e 20.891 horas de funcionamento entre todos os grupos de
geradores2.
O parque eólico Terras do Canto, por sua vez, é constituído por oito aerogeradores E-30 da Enercon,
cada um com uma potência instalada de 300 kW e uma subestação de tratamento de energia. A produção
eólica em 2016 representou 13,4% de toda a electricidade produzida, correspondendo a 6,15 GWh [109].
A Figura 3.14 mostra a distribuição da produção eléctrica da ilha, em percentagem.
Figura 3.14 - Produção eléctrica por fonte na ilha do Pico em 2016 [110].
2 Informação cedida pela EDA após solicitação de uma justificação sobre o sobredimensionamento da central termoeléctrica.
Termoelétrica
86.47%
Eólica
13.42%
Microgeração
0.01%
Ondas
0.10%
Estudo de um sistema de energia sustentável na Ilha do Pico
27
A distribuição da produção por meses apresenta um perfil semelhante ao do consumo, como mostra a
Figura 3.15. A energia eólica apresenta a maior produção durante o mês de Janeiro, 857,22 MWh, e a
menor no mês de Julho, 339,43 MWh.
Figura 3.15 - Produção anual por sector na ilha do Pico em 2016 [110].
A energia produzida através da central de ondas não tem expressão de forma a aparecer na figura. Apesar
de interrupções constantes no seu funcionamento, em 2016 produziu cerca de 45 MWh.
3.3.3 Transporte e distribuição de energia
Para além da central termoeléctrica, a ilha dispõe de três subestações distribuídas pelos três concelhos,
estando a subestação de São Roque integrada na central [122].
A rede de transporte é caracterizada por uma ligação MT a 30 kV que interliga as diversas subestações
percorrendo a parte central da ilha e ainda efectuando a ligação ao parque eólico através da sua
subestação elevadora de 0,4 para 30 kV. A extensão de rede ocupa 33,05 km e actualmente está em
construção uma segunda rede de transporte em MT semelhante à primeira [122].
As subestações de cada concelho compõem a rede de distribuição ao redor da ilha, reduzindo a tensão
de 30 para 15 kV e ocupando uma extensão terrestre de 188,83 km [122].
3.4 Transportes e combustível fóssil
Por tratar-se de um território insular, a ilha do Pico sofre uma elevada dependência de combustíveis
fósseis, quer para a produção de electricidade, quer para fazer face ao consumo diário de transportes e
gás engarrafado destinado ao aquecimento de águas sanitárias ou cozedura de alimentos.
O transporte de combustível é realizado até à ilha de São Miguel e Terceira, sendo posteriormente
distribuído para as restantes ilhas e armazenado em depósitos mais pequenos. A responsabilidade do
abastecimento da ilha do Pico é da empresa REPSOL [123]. Em 2016 a ilha do Pico registou um
consumo de combustíveis fósseis de acordo com a Tabela 3.1.
0
1000
2000
3000
4000
5000
Pro
du
ção
[M
Wh
]
Meses
Termoeléctrica Eólica Microgeração Ondas
Estudo de um sistema de energia sustentável na Ilha do Pico
28
Tabela 3.1 - Consumo (parcial) de combustíveis fósseis na ilha do Pico em 2016.
Sector Tipo de combustível Consumo em 2016 Fonte
Rodoviário3 Gasolina s/chumbo 95 [l] 2.618.807 [124]
Gasóleo [l] 6.777.484 [124]
Eléctrico Fuelóleo [ton] 9.059 [124]
Doméstico Gás butano [ton] 540 [125]
Na Tabela 3.1 destaca-se o elevado consumo rodoviário de gasóleo, quase três vezes mais que a gasolina,
devido principalmente à agro-pecuária, e o consumo de nafta da central termoeléctrica, com 9.059 ton.
É ainda de salientar que a EDA possui um gerador móvel4 para apoio que funciona a gasóleo, mas com
uma utilização e consumo reduzidos comparativamente à nafta [122].
Os gastos rodoviários de gasóleo e gasolina sem chumbo, após conversão5, traduzem-se em 91 GWh de
energia consumida, utilizando aproximadamente 9,4 milhões litros de combustível proveniente de fontes
não renováveis. A ilha do Pico tem um índice de 0,7 veículos/habitante, o que se traduz numa frota
automóvel aproximada de 9.904 veículos [71].
O gás é a forma de energia com menor expressão, apresentado um consumo de 540 toneladas. O seu
fornecimento é realizado através de gás engarrafado de butano, correspondendo a um consumo
energético de 6,86 GWh (vide Capítulo 4.2.1).
3.5 Custos
No que concerne aos custos de aquisição de combustível, a Região Autónoma dos Açores é onerada de
custos adicionais em relação a Portugal Continental por via do custo do transporte, distribuição e
armazenamento para e nas ilhas [126].
A Tabela 3.2 apresenta para a ilha do Pico os custos de cada combustível, sem taxas e margens de lucro,
e o montante final gasto em cada sector no ano de 2016.
3 Considerou-se que não existia diferença entre os veículos ligeiros, pesados e agrícolas, por forma a simplificar os cálculos
apresentados. Esta consideração é utilizada no cálculo dos custos, pelo que se admite que o valor não represente totalmente o
panorama real dos veículos. 4 O gerador móvel não é contemplado nos cálculos. 5 Considerou-se que 0,855 tep equivale a 1000 litros de gasóleo, 0,784 tep a 1000 litros de gasolina e 1 tep a 11,63e3 kWh
[154][155].
Estudo de um sistema de energia sustentável na Ilha do Pico
29
Tabela 3.2 – Estimativa do custo unitário de combustível, transporte, descarga e armazenamento por sector na ilha do Pico
em 2016.
Sector Combustível Custo
unitário
CT [€/ton] D&A [k€] Custo
final
[M€]
Fonte 1º
Porto
2º
Porto
1º
Porto
2º
Porto
[€/l]
Rodoviário
Gasolina s/
chumbo 95 0,47 8,74 9,23 117,29 123,85 1,50
[123]
[127]
Gasóleo 0,50 9,00 9,50 120,79 127,55 3,75
[€/kg]
Eléctrico Fuelóleo 0,47 23,40 0,00 279,55 295,20 5,02
Doméstico Gás butano 0,65 11,68 12,33 156,71 165,48 0,69 [128]
Total 10,96
A Tabela 3.2 apresenta os custos unitários associados à insularidade e dispersão, o último englobando
os custos de transporte (CT) e de descarga e armazenamento (D&A) na chegada ao primeiro porto (São
Miguel) e o reencaminhamento para o segundo (Pico). Devido à escassez de informação sobres estes
custos, é necessário aplicar algumas considerações, nomeadamente: os valores sublinhados foram
apurados com base nas referências; as densidades da gasolina e gasóleo são, respectivamente, 0,75 e
0,84 kg/l [129]; o gasóleo e fuelóleo são de mistura (gasóleo: 93,25% gasóleo, 6,75% biodiesel [123];
fuelóleo: 82,8% fuelóleo, 17,2% gasóleo) [130]. Para o gás butano engarrafado só foi possível apurar o
preço unitário até Lisboa. O custo total dos combustíveis é de 10,96 M€/ano, em que o sector rodoviário
representa 47,90% e o eléctrico 45,80%. O gás butano engarrafado aparece em último lugar com um
custo anual de 686 mil euros.
Para uma avaliação dos custos associados à central termoeléctrica e também do parque eólico, apresenta-
se na Tabela 3.3 o LCOE (Capítulo 4.3.3) de ambos e global.
Tabela 3.3 - Estimativa do LCOE térmico, eólico e global na ilha do Pico em 2016.
Características Termoeléctrica Eólica
Custo de instalação [M€] 7,46 4,30
Custos de O&M [M€] 0,42 2,58
Energia produzida [GWh] 792,85 123,09
Taxa de desconto [%] 7,5 7,5
Custo combustível [M€] 100,30 -
Tempo de vida [Anos] 20
LCOE individual [€/kWh] 0.136 0.056
LCOE global [€/kWh] 0.126
Estudo de um sistema de energia sustentável na Ilha do Pico
30
Para os valores constantes da tabela assumiu-se que a central termoeléctrica teria um custo unitário de
instalação de 333 €/kW [13], com custos de operação e manutenção de 1 €/hora, e que o custo unitário
do parque eólico é de 1.793 €/kW, ambos incluindo um factor de insularidade de 1,337 [131], a operação
e manutenção anual correspondendo a 3% dos custos de instalação e um custo anual de fuelóleo,
calculado anteriormente, de 5,02 M€. Os valores apresentados nos custos de O&M e combustível, bem
como a energia produzida, são relativos ao tempo de vida comparativo a 20 anos com uma taxa de
desconto de 7,5% (ver Capítulo 4.3.3).
A título de comparação entre o LCOE da central fóssil e da renovável, observa-se uma discrepância de
41% entre ambos. O elevado LCOE da central termoeléctrica, como já referido anteriormente, advém
principalmente dos elevados custos do combustível e da ultraperiferia da região.
O LCOE final por sua vez tende para um valor mais próximo do da central fóssil devido a uma maior
parcela (86,5%) de energia produzida através da mesma.
3.6 Emissões de CO2
Dada a sua posição geográfica e os múltiplos ecossistemas existentes, o arquipélago dos Açores será
fortemente afectado pelas alterações climáticas e consequente aquecimento global. É, portanto,
imperativo que mudanças ocorram nos sectores poluentes e, no caso das ilhas, mais propriamente nas
da Região Autónoma dos Açores, estas passem pela redução de gases de efeito de estufa na sua maioria
provenientes do sector eléctrico, rodoviário e agrícola. Este último sector não é abrangido no trabalho
por não integrar o sistema eléctrico, contudo, estima-se que as suas emissões sejam superiores a 85 kton
CO2e [132][133].
A Tabela 3.4 apresenta as emissões de CO2 equivalente para os principais sectores poluentes na ilha do
Pico.
Tabela 3.4 - Emissões de CO2 equivalente por sector na ilha do Pico em 2016.
Sector Fonte de emissão Factor de emissão Emissões [kton CO2e] Fonte
[kg CO2e/tep]
Rodoviário Gasolina 2893,3 5,94 [134]
Gasóleo 3098,2 17,95 [134]
[g CO2/kWh]
Eléctrico Fuelóleo 689,5 31,61 [109]
[kg CO2e/GJ]7
Doméstico Gás butano 63 1,56 [134]
Total 57,06
De acordo com a mesma tabela, o sector eléctrico é a principal fonte de emissões de gases de efeito de
estufa, com o valor anual de 31,61 kton, seguido do sector rodoviário com 23,89 kton e, por último, o
sector doméstico com 1,56 kton. A ilha, no total, nos sectores identificados produziu cerca de 57,06 kton
de CO2e em 2016.
Estudo de um sistema de energia sustentável na Ilha do Pico
31
4 Métodos
Neste capítulo apresenta-se a metodologia aplicada ao presente caso de estudo, dividida entre a
ferramenta computacional de simulação energética que foi adoptada e a análise económica,
nomeadamente o custo normalizado de energia.
A caracterização da ferramenta, EnergyPLAN, será realizada descrevendo-o de forma geral e específica,
mostrando as suas potencialidades e limitações. Serão ainda enunciados os dados necessários para a
modelação.
O capítulo é conclui com a apresentação dos métodos usados na componente económica da análise.
4.1 EnergyPLAN
A ferramenta de simulação adoptada foi o EnergyPLAN (EP) [135], um programa informático
desenvolvido pela Universidade de Aalborg, na Dinamarca, com a finalidade de criar, optimizar e
analisar modelos de sistemas energéticos com base numa avaliação técnica e económica. O programa
opera a partir da inserção de dados (inputs) e devolve balanços de energia (outputs) [136].
Consideram-se inputs todos os dados requeridos antes da simulação. Os principais são valores do
consumo, capacidade instalada, distribuições horárias anuais, parâmetros de estabilização da rede e
demais informação de sistemas de transporte, calor centralizado, etc. [136].
Os dados inseridos podem ser de natureza simples, como o consumo bruto anual e a capacidade instalada
de cada tecnologia, ou de natureza mais complexa, como a distribuição anual, que requerem a criação
de ficheiros de texto externos. O objectivo das distribuições é representar o consumo ou produção rígidos
ao longo do ano (e.g. fontes de energia renováveis), tendo que conter 8.784 valores (número de horas
de um ano bissexto) [136].
Os outputs, por sua vez, são os resultados do balanço energético horário e anual do consumo e produção.
Estes dados podem ser gerados sob a forma de um balanço energético geral com médias mensais e anuais
ou exportado para uma folha de cálculo para uma análise e tratamento detalhados.
A Figura 4.1 mostra os componentes do funcionamento interno do EP e a sua relação.
Figura 4.1 - Ilustração geral dos componentes utilizados no EnergyPLAN e sua articulação [136].
Estudo de um sistema de energia sustentável na Ilha do Pico
32
A figura mostra os componentes gerais, identificando com moldura preta mais grossa os componentes
específicos que serão utilizados no presente estudo, nomeadamente, as fontes de energia renováveis, a
central termoeléctrica (PP), o consumo normal e flexível, o armazenamento eléctrico e o V2G.
O EP é um software completo para simulação e análise de sistemas de energia, incluindo eléctricos, de
dimensão menor ou maior, com ênfase para as simulações com elevada penetração renovável não
despachável. O programa é de utilização gratuita e interface amigável e intuitivo [136].
Em contrapartida, o seu código-fonte não é aberto, o que impõe restrições inultrapassáveis. Um exemplo
é o da modelação de centrais termoeléctricas, que produzem na simulação tanta energia tanto quanto for
necessário, não sendo possível a sua limitação por via do recurso disponível [137]. A versão do
EnergyPLAN utilizada foi a 14.2.
4.1.1 Aspectos gerais
Apresenta-se seguidamente os aspectos gerais da simulação, com considerações necessárias a uma
correcta simulação em EP e análise de dados.
a) Estabilização da rede
O EP em ‘Balancing and Storage -> Electricity’, disponibiliza várias opções de critérios de estabilização
da rede, como mostra a Figura 4.2. Os parâmetros destacados na figura, são adoptados nas simulações.
Figura 4.2 - Requisitos para estabilização da rede eléctrica [136].
O minimun grid stabilisation share é a fracção total de energia produzida a cada hora que tem
obrigatoriamente de advir de uma unidade com capacidade estabilização da rede (e.g. PP, biomassa).
Este valor em redes pequenas, com fraca inércia, como a da ilha do Pico, deve tomar valores
relativamente altos [136]. Para além desta configuração de estabilização, é ainda possível indicar a
fracção com capacidade de estabilização que provém de fontes de energia renováveis não controláveis
e controláveis, com uma variação entre 0 e 1.
O stabilisation share smart charge EV and V2G é específico dos VEs com carregamento inteligente e
V2G, com a possibilidade de se definir a fracção de estabilização que proporcionam [136].
Estudo de um sistema de energia sustentável na Ilha do Pico
33
Por último, o minimum PP é o valor mínimo horário que a central termoeléctrica tem obrigatoriamente
de produzir, expresso em kW, de maneira a cumprir os seus constrangimentos técnico-operacionais
[136].
No balanço final da simulação a estabilização da rede é apresentada desagregadamente. Caso existam
horas com valor menor que o requerido, a simulação apresenta o erro ‘Grid Stab. Problem’ [136].
b) Alerta - Excesso crítico de produção eléctrica
O excesso crítico de produção eléctrica, critical excess electricity production (CEEP) na nomenclatura
do programa, é o aviso apresentado no balanço de energia final sob a forma de ‘Critical Excess’,
significando que a capacidade de escoamento da energia foi excedida em uma ou mais horas, após
consumo e armazenamento (e.g. hídrico e em VEs). Este aviso, ao contrário dos outros, não invalida a
simulação [136]. O CEEP é neste caso tratado como potencial energia inaproveitada.
c) Alerta - Importação de electricidade
A incapacidade de o sistema satisfazer o consumo é apresentada através do aviso ‘PP/Import problem’.
A forma mais directa da sua resolução é através do aumento da capacidade instalada [136]. Por tratar-
se de um sistema isolado, não é possível importar energia de forma a equilibrar o balanço energético
final.
d) Limitações na análise
Devido a limitações no EP, algumas análises fizeram-se externamente ao programa, nomeadamente:
• Curtailment – Análise detalhada do CEEP, com apresentação da percentagem de
energia não útil potencialmente gerada por cada fonte de energia renovável;
• Económica – Análise do LCOE, que possibilita a comparação entre tecnologias de
natureza distinta;
• Emissões de CO2 – Análise da redução das emissões de CO2 com a introdução de fontes
de energia renováveis, em relação às emissões iniciais aferidas.
Somente a análise económica requer uma apresentação detalhada da metodologia aplicada; as restantes
são obtidas com recurso a cálculos matemáticos simples.
4.1.2 Calibração do modelo
A calibração de um modelo tem como objectivo a obtenção, mais precisa possível, de valores simulados
similares aos documentados. Este processo é realizado através de repetidos ajustes ao modelo.
Os parâmetros considerados na validação do modelo para a ilha do Pico são relativos ao ano de 2016,
tendo em conta os prossupostos necessários à simulação computacional e informação disponível. Os
parâmetros utilizados são o consumo eléctrico simples, a produção individual de cada tecnologia, a
fracção renovável e o excesso de energia.
Estudo de um sistema de energia sustentável na Ilha do Pico
34
A produção existente à data incluía, além da PP termoeléctrica e parque eólico, uma pequena parte
proveniente de microgeração e da central de ondas, correspondente a 0,11% (Capítulo 3.3.2). A
microgeração não foi considerada por se tratar de uma produção não discriminada nos dados que são
disponibilizados pela operadora da rede eléctrica, impossibilitando o seu apuramento numa base horária
[110]. No caso da central de ondas, não foi considerada porque a empresa responsável pela
administração do projecto, a WavEC, não mostrou abertura quando contactada, para a cedência dos
dados relativos à produção. Contudo, esta energia é desprezável face ao total.
A calibração do modelo é iniciada pela apresentação do consumo simples da ilha, em 2016, que foi de
40,89 GWh, e ocorreu como mostra a Figura 4.3 (potência normalizada ao máximo).
Figura 4.3 - Distribuição do consumo simples anual.
No dimensionamento da PP termoeléctrica considerou-se uma capacidade instalada de 16,76 MW e uma
eficiência ponderada de 0,39 (Capítulo 3.3.2). A capacidade instalada da produção eólica considerou-se
ser 2,4 MW, e a sua série temporal de produção é como mostra a Figura 4.4.
Figura 4.4 - Distribuição da produção eólica anual.
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Estudo de um sistema de energia sustentável na Ilha do Pico
35
Na estabilização da rede, a cargo da PP termoeléctrica, utilizou-se um factor de 0.77 e uma produção
mínima horária de 1,81 MW. O factor de estabilização foi obtido tentativamente, através de várias
simulações no EP, de maneira a aproximar a produção simulada o mais possível da real. A produção
mínima da PP foi obtida identificando o valor mínimo histórico horário produzido no ano todo.
Os parâmetros comparativos seleccionados para a calibração do modelo são apresentados na Tabela 4.1.
Tabela 4.1 – Parâmetros comparativos utilizados na validação do modelo.
Parâmetros Real 2016 Simulado 2016 Diferença [%]
Consumo Simples [GWh] 40,89 40,89 0,00
Produção PP termoeléctrica [GWh] 39,64 39,64 0,00
Eólica [GWh] 6,15 6,30 +2,40
Fracção renovável [%] 13,42 13,71 +2,10
Diferença CEEP [GWh] 4,96 5,05 +1,80
Na tabela verifica-se que o consumo simples e a produção da PP termoeléctrica não apresentam
diferenças entre o real e o simulado. A produção eólica apresenta um desvio por excesso de 2,4% que
influencia a fracção renovável e o excesso de energia simulado. A média das diferenças individuais dos
parâmetros é de 1,3%.
A Figura 4.5 apresenta as curvas de duração de carga da PP termoeléctrica e do parque eólico.
Figura 4.5 – Curva de duração de carga da PP termoeléctrica e eólica, reais e simuladas.
A curva de potência eólica apresentada na figura não revela variações significativas entre a real e a
simulada. Contudo, a da PP termoeléctrica apresenta uma visível, embora pequena, diferença entre as
6.900 e 8.500 horas, apesar de a sua produção total ser igual. A potência eólica nunca ultrapassa os 2.300
kW, com valores nulos como mínimo, e a PP termoeléctrica, apresenta uma diferença no valor máximo
de 100 kW e no mínimo de 200 kW, ambos por excesso no modelo simulado.
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Horas
EP-Eólica Real-Eólica EP-PP termoeléctrica Real-PP termoeléctrica
Estudo de um sistema de energia sustentável na Ilha do Pico
36
4.2 Definição e modelação dos cenários
A modelação fez-se através do estabelecimento de cenários cumulativos, divididos em três grupos
consoante as suas características específicas:
• Cenários 1 e 2 - Introdução de novas fontes de energia renováveis ou aumento de capacidade
das já existentes;
• Cenário 3 – Introdução de armazenamento hídrico com bombagem reversível;
• Cenários 4.1 e 4.2 – Introdução de VEs a 50 e 100% da frota total na ilha, respectivamente.
As capacidades instaladas de cada tecnologia são identificadas consoante o consumo eléctrico em cada
cenário e a estabilização requerida para o funcionamento adequado da rede eléctrica.
A Figura 4.6 apresenta a esquematização do processo.
Figura 4.6 - Esquematização dos cenários definidos e a sua modelação.
Na montagem dos cenários e simulações utilizaram-se os dados disponibilizados pela EDA do parque
electroprodutor e respectivas séries horárias históricas de produção.
4.2.1 Cenário 1 – Fotovoltaico, Eólica e Ondas
No Cenário 1 procedeu-se à substituição da energia por gás butano engarrafado por electricidade, bem
como ao aumento de fontes de energia renováveis, nomeadamente fotovoltaico e ondas. O consumo de
gás butano engarrafado foi considerado como usado para o aquecimento de águas sanitárias (AQS) e
confecção alimentar, correspondendo ao primeiro 65% e ao segundo 35%. A distribuição foi aferida
com base num pequeno levantamento local, derivado à inexistência de outras fontes.
Cenário 1 - Introdução de PV e ondas na produção e gás butano no consumo.
(Diminuição da produção termoeléctrica e substituição do gás butano por consumo eletrico)
Cenário 2 - Introdução da biomassa e RSU na produção.
(Substituição total da central termoeléctrica por fontes de energia renováveis)
Cenário 3 - Introdução de armazenamento hidrico com bombagem reversível.
(Armazenamento de energia não-despachavel e aumento da estabilização da rede eléctrica)
Cenário 4.1 e 4.2 - Introdução de VEs a 50 e 100% no consumo e armazenamento.
(Aumento do consumo energético, armazenamento e estabilização da rede eléctrica)
Estudo de um sistema de energia sustentável na Ilha do Pico
37
De acordo com o consumo anual de gás butano engarrafado (Capítulo 3.4), calculou-se que o seu
equivalente eléctrico seria de 6,86 GWh. Assumindo uma equivalência de 12,70 kWh/kg de gás butano
[138], um rendimento de 86% para os esquentadores [139] e de 60% para os fogões [140], bem como a
distribuição aferida anteriormente, obteve-se uma fatia de 3,83 GWh para AQS e uma de 1,44 GWh
para confecção alimentar.
O AQS foi considerado como consumo flexível a um dia no EP, com uma capacidade instalada de 10,11
MW, obtida em função do número de habitantes e a média familiar, admitindo um termoacumulador de
2 kW por família. O consumo da confecção alimentar, por sua vez, foi adicionado ao consumo simples
já existente, que passou para 42,33 GWh/ano.
A Figura 4.7 apresenta a nova distribuição do consumo simples anual.
Figura 4.7 - Distribuição do novo consumo simples anual.
Relativamente à produção eléctrica, considerou-se que a produção térmica corresponderia a
aproximadamente a 35% do consumo total, eólica e fotovoltaica a 30%, cada uma, e a produção a partir
das ondas a 5%, dada a baixa maturidade da tecnologia. Esta estratégia foi desenvolvida através de um
processo de optimização que permite construir uma base de produção eléctrica diversificada,
aproveitando as vantagens de cada tecnologia.
Em comparação com o modelo calibrado, a PP não sofreu alterações na capacidade instalada e
eficiência, mas a capacidade eólica instalada aumentou para 5,4 MW, de acordo com a estratégia
implementada.
A série de produção de PV foi obtida recorrendo ao System Advisor Model (SAM) [141], considerando
uma capacidade instalada de 8,3 MW.
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Estudo de um sistema de energia sustentável na Ilha do Pico
38
A Figura 4.8 mostra a produção PV normalizada ao longo do ano.
Figura 4.8 - Distribuição da produção PV anual.
Para a energia das ondas foi considerado uma capacidade instalada de 5,6 MW. Dadas as condicionantes
para a obtenção de dados, não foi possível construir uma lista de distribuição com valores provenientes
da ilha do Pico. Em alternativa, utilizou-se uma série temporal genérica de produção normalizada
referente ao ano de 2014, com o devido preenchimento do dia 29 de Fevereiro com recurso a
interpolação de valores. A Figura 4.9 mostra essa série.
Figura 4.9 - Distribuição da produção das ondas anual.
Comparando esta figura com a Figura 3.9 e Figura 3.10 (Capítulo 3.2.6), verifica-se que o potencial das
ondas ao largo da ilha do Pico deverá ser superior ao assumido, dado a maior uniformidade de valores
ao longo do ano, o que torna a análise conversadora.
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Horas
Estudo de um sistema de energia sustentável na Ilha do Pico
39
Por último, o factor de estabilização da rede foi reduzido para 0,2 (valor mínimo possível considerado
adequado [136]) e a produção mínima da PP termoeléctrica manteve-se inalterada por se tratar da única
fonte de estabilização de que o sistema dispõe.
A Tabela 4.2 apresenta o resumo dos parâmetros mais relevantes considerados no Cenário 1.
Tabela 4.2 - Resumo dos parâmetros relevantes do Cenário 1.
Consumo Simples [GWh] 42,33
Flexível [GWh] 3,83
Capacidade instalada
Flexível [MW] 10,11
Eólica [MW] 5,40
PV [MW] 8,30
Ondas [MW] 5,60
PP termoeléctrica [MW] 16,76
PP termoeléctrica Produção mínima [MW] 1,81
Factor de estabilização [%] 20
4.2.2 Cenário 2 – Biomassa residual florestal e Resíduos sólidos urbanos
No Cenário 2 assumiu-se a substituição da PP convencional por uma a biomassa florestal residual e
RSU, procedendo-se ao dimensionamento da sua capacidade. Antes do dimensionamento, é necessário
calcular o recurso disponível, considerado ser o incenso (Pittosporum undulatum), espécie invasora na
Região Autónoma dos Açores, e os RSU produzidos pelos habitantes locais.
De acordo com Lourenço et al. [142], o potencial energético anual de incenso na ilha do Pico, numa
cultura rotativa a 10 anos, é de 95,5 GWh/ano com uma área de exploração correspondente de 7,61 km2.
Os RSU, por sua vez, têm um potencial energético de 6,54 GWh/ano, assumindo uma produção de
resíduos para eliminação em aterro de 2.614 ton [104] e um PCI - Poder Calorífico Inferior de 9 MJ/kg6
[143].
Identificou-se, primeiramente, que a produção da PP de biomassa residual florestal e RSU
corresponderia a 16,17 GWh/ano, valor representativo de 35% do consumo total. Da produção
necessária, considerou-se prioritário o potencial energético dos RSU em relação à biomassa florestal
residual.
6 1 MJ equivale a 0,2778 kWh [156].
Estudo de um sistema de energia sustentável na Ilha do Pico
40
Desactivando a PP fóssil na simulação, foi possível apurar um défice de energia de 17,81 GWh/ano e a
respectiva série temporal de défice. A série temporal de produção da central a biomassa e RSU
considerou-se proporcional a essa série, escalada para os valores correctos multiplicando todos os
valores originais por um coeficiente de 0,91 (a razão entre 16,17 e 17,81 GWh/ano). Esta série é depois
usada como input no EnergyPLAN, tratando-se a central térmica a biomassa e RSU numa segunda
simulação como uma central não despachável.
A Figura 4.10 apresenta a série temporal considerada para a PP de biomassa e RSU.
Figura 4.10 - Distribuição anual da produção conjunta de biomassa florestal residual e RSU.
O dimensionamento ficou concluído ao encontrar-se o valor máximo na série de produção,
nomeadamente, 6,15 MW, que se arredondou por excesso para 6,20 MW, constituindo a capacidade
instalada da nova PP. É ainda assumido que a nova central é de última geração, 100% flexível, sem o
patamar de produção mínima.
Com a desactivação da PP fóssil, a estabilização da rede e produção mínima desta central deixam de
existir. Em compensação, a estabilização da rede passa a ser assegurada pela nova central, assumindo-
se que toda a energia produzida pode ser utilizada para esse fim.
A Tabela 4.3 apresenta o resumo dos parâmetros mais relevantes considerados no Cenário 2.
Tabela 4.3 - Resumo dos parâmetros relevantes do Cenário 2.
Consumo Simples [GWh] 42,33
Flexível [GWh] 3,83
Capacidade instalada
Flexível [MW] 10,11
Eólica [MW] 5,40
PV [MW] 8,30
Ondas [MW] 5,60
PP Bio + RSU [MW] 6,20
Factor de estabilização da PP Bio + RSU [%] 100
0.0
0.2
0.4
0.6
0.8
1.0
12
27
453
679
905
113
11
35
71
58
31
80
92
03
52
26
12
48
72
71
32
93
93
16
53
39
13
61
73
84
34
06
94
29
54
52
14
74
74
97
35
19
95
42
55
65
15
87
76
10
36
32
96
55
56
78
17
00
77
23
37
45
97
68
57
91
18
13
78
36
38
58
9
Po
tên
cia
[No
rmal
izad
a]
Horas
Estudo de um sistema de energia sustentável na Ilha do Pico
41
4.2.3 Cenário 3 – Armazenamento de energia
O Cenário 3 considera adicionalmente um sistema de armazenamento hídrico de água salgada com
bombagem reversível, com funcionamento simultâneo entre a bomba e turbina, tendo-se ainda assumido
o aumento da capacidade instalada das fontes de energia renováveis.
Dado as mudanças no panorama de sistemas isolados com fontes de energia renováveis não-
controláveis, é necessário dotar estes sistemas de tecnologia para fazer face à variabilidade destas fontes.
Uma das soluções é a instalação de PHES, com o objectivo de armazenar energia não-controlável e
permitir um maior controlo e eficácia na estabilidade do sistema e resposta a picos de consumo.
As PHES de água doce são compostas tipicamente por dois reservatórios com diferentes cotas, turbinas
e bombas. As de água salgada, por sua vez, utilizam o oceano como um dos reservatórios, mas
apresentam uma maior necessidade de manutenção.
Para o presente caso de estudo, numa primeira abordagem foi considerada a instalação de uma PHES de
água doce, perspectivando-se a utilização das principais lagoas da ilha apresentadas na Capítulo 3.1
como possíveis reservatórios a montante e a construção de outro depósito a jusante.
De acordo com levantamento de dados realizado, documentado na Figura 3.3, concluiu-se que esta
abordagem não seria viável. As lagoas apresentam em determinadas alturas do ano valores nulos na sua
cota de água, principalmente devido à evaporação de água e infiltração no terreno e também são
consideradas zonas protegidas com habitats delicados, servindo como fonte de abastecimento de água
para a lavoura na parte central da ilha.
Em alterativa, foi dimensionada uma SPHS em que o reservatório a jusante seria o oceano, e o a
montante seria instalado na zona B da ilha, conforme a Figura 3.1. A cota pode chegar aos 600 metros,
com desníveis acentuados junto à orla costeira, condição fundamental para a instalação desta tecnologia
[144].
A capacidade da turbina a instalar, da bomba e de armazenamento do reservatório foram obtidos através
do EP. No programa inseriu-se a maior capacidade possível para os três componentes e realizou-se uma
simulação inicial, e identificou-se nos outputs as capacidades necessárias a instalar para a turbina e
bomba, assumindo para ambos uma eficiência de 90% [145]. A capacidade de armazenamento foi obtida
através de uma redução gradual do seu valor até encontrar-se o valor mínimo que possibilita o adequado
funcionamento do sistema eléctrico.
A Tabela 4.4 apresenta os valores obtidos.
Tabela 4.4 - Capacidade instalada da SPHS e respectivas eficiências.
Equipamento Capacidade instalada [MW] Eficiência [%] Capacidade de
armazenamento [MWh]
Bomba 4,10 90 100,00
Turbina 0,70 90
Estudo de um sistema de energia sustentável na Ilha do Pico
42
O dimensionamento da SPHS é concluído com o cálculo do volume do reservatório a montante, com
recurso à Equação 4.1 [146].
Na Equação 4.1, 𝐸 representa a capacidade de armazenamento calculada em J (Ws), 100 MWh após as
respectivas conversões7, 𝑉 o volume do depósito em m3, 𝜌 a densidade da água salgada de 1023 kg/m3
[147], 𝑔 a aceleração da gravidade de 9,81 m/s2 e ℎ a cota do reservatório a montante (600 metros).
Conclui-se que o reservatório a instalar deverá ter um volume aproximado de 59.800 m3. A sua
implementação física irá apresentar diversos desafios, dado não se conhecer nenhum reservatório e
sistema de armazenamento hídrico com recurso a água salgada com as características do aqui proposto;
contudo, existem reservatórios de água doce de volume superior (ver Capítulo 2.5.1).
No EnergyPLAN é ainda activada a opção de funcionamento simultâneo das turbinas e bombas. O
objectivo deste funcionamento simultâneo é simular o aproveitamento máximo de energia proveniente
de fontes não despacháveis, e, ao mesmo tempo, possibilitar a injecção na rede eléctrica de energia
controlada, aumentando a estabilidade através de uma resposta flexível.
Prevendo avarias ou manutenção das turbinas ou bombas, a implementação prática da SPHS deverá
ainda contemplar uma redundância do tipo n+1, i.e., uma duplicação em paralelo dos equipamentos.
O consumo, a produção pela PP de biomassa e RSU e central das ondas mantiveram-se inalterados;
contudo, foi necessário considerar um aumento na capacidade instalada da energia eólica e PV para 5,7
MW e 8,8 MW, respectivamente, para fazer face ao consumo adicional proveniente da bomba e défice
de energia (ver Capítulo 5.1.2).
7 100 MWh equivale a 3,6e11 joules.
𝐸 = 𝑉 × 𝜌 × 𝑔 × ℎ
4.1
Estudo de um sistema de energia sustentável na Ilha do Pico
43
A Tabela 4.5 apresenta o resumo dos parâmetros mais relevantes considerados no Cenário 3.
Tabela 4.5 - Resumo dos parâmetros relevantes do Cenário 3.
Consumo Simples [GWh] 42,33
Flexível [GWh] 3,83
Capacidade instalada
Flexível [MW] 10,11
Eólica [MW] 5,70
PV [MW] 8,80
Ondas [MW] 5,60
PP Bio + RSU [MW] 6,20
Bomba [MW] 4,10
Turbina [MW] 0,70
Capacidade de armazenamento SPHS [MWh] 100,00
Factor de estabilização da PP Bio + RSU [%] 100
4.2.4 Cenário 4 – Introdução de veículos eléctricos (50% e 100%)
No Cenário 4 procedeu-se à introdução de VEs com e sem V2G, assumindo 50 (Cenário 4.1) e 100%
(Cenário 4.2) da frota automóvel constituída por estes veículos. Adaptou-se a capacidade instalada das
diversas tecnologias que compõem o sistema simulado em função deste novo consumo.
Numa rede eléctrica como a do presente caso de estudo, a substituição de VCI - veículos de combustão
interna por VEs traduz-se em reduções significativas das emissões de gases de efeito de estufa, subindo
o consumo e produção de electricidade. A utilização de um sistema V2G permite uma nova solução de
armazenamento, as baterias dos automóveis, que fazem face ao aumento da produção de base renovável
não despachável.
O dimensionamento do sistema V2G foi realizado por duas vias, a da definição do consumo de
carregamento dumb e smart e as suas respectivas séries temporais e as especificações técnicas dos VEs
com carregamento smart.
Considerou-se, de acordo com o PMEA [71], que o consumo médio diário de um VE seria de 3,8 kWh.
No Cenário 4.1 assumiu-se que 50% da frota automóvel (9.904 veículos no total) é eléctrica e no 4.2
100%. Assumiu-se ainda em ambos os cenários que 80% dos VEs têm capacidade V2G, i.e., carregam
de forma bidireccional inteligente, e 20% não têm essa capacidade, i.e., carregam de forma rígida (dumb
charging).
Estudo de um sistema de energia sustentável na Ilha do Pico
44
A Tabela 4.6 apresenta o número de VEs considerado nesses cenários, bem como o consumo eléctrico
de ambos.
Tabela 4.6 – Número e consumo dos VEs por tipo de carregamento para o Cenário 4.1 e 4.2.
Cenário 4.1 – 50% 4.2 – 100%
Tipo de carregamento Dumb Smart Dumb Smart
Nº de VEs 990 3.962 1.981 7.923
Consumo eléctrico [GWh/ano] 1,38 5,51 2,76 11,02
Na Figura 4.11 são apresentados os perfis de carregamento semanal dos VEs, em que a distribuição
representa o período em que estão parados e ligados à rede.
Figura 4.11 – Distribuição do consumo semanal dos VEs com carregamento dumb e smart para o Cenário 4.1 e 4.2
[148][149].
Para além da definição dos consumos e séries temporais, o EP também requer dados adicionais para
caracterizar devidamente os VEs com carregamento smart e a ligação V2G. Assumiu-se por veículo que
a capacidade de ligação rede-bateria e bateria-rede seria de 7,4 kW em cada sentido [71], com uma
eficiência de 90% [150] e com uma capacidade de armazenamento de 30 kWh [72]. Para a simulação,
assumiu-se que 80% dos veículos estacionados com carregamento smart estão ligados à rede [6][69] e
20% estão ligados à rede em hora de pico de transporte [150].
0.0
0.2
0.4
0.6
0.8
1.0
1 6
11
16
21
26
31
36
41
46
51
56
61
66
71
76
81
86
91
96
101
106
111
116
121
126
131
136
141
146
151
156
161
166
Co
nsu
mo
VE
s [N
orm
aliz
ado
]
Horas
Smart Dumb
Estudo de um sistema de energia sustentável na Ilha do Pico
45
A Tabela 4.7 apresenta os parâmetros requeridos pelo EP.
Tabela 4.7 - Parâmetros dos VEs com carregamento smart.
Cenários
Parâmetros 4.1 - 50% - Smart 4.2 – 100% - Smart
Veículos ligados à rede em hora de pico de
transporte [%] 20 20
Capacidade de ligação (rede-bateria) [MW] 36,64 73,29
Veículos estacionados ligados à rede [%] 80 80
Eficiência (rede-bateria) [%] 90 90
Capacidade de armazenamento da bateria
[MWh] 148,56 297,12
V2G V2G
Capacidade da ligação (bateria-rede) [MW] 36,64 73,29
Eficiência (bateria-rede) [%] 90 90
Após introdução dos VEs na simulação, foi necessário aumentar as capacidades instaladas das fontes de
energia renováveis para suprir os novos consumos. Para definir que tipo de tecnologias podiam ser
aumentadas, teve-se em consideração as seguintes premissas:
- Energia eólica: capacidade instalada encontra-se no limite considerado aceitável; novos
aumentos traduzir-se-iam na agravação do erro associado por excesso.
- Energia PV: razoabilidade na área ocupada pelos parques fotovoltaicos e penetração no mix
energético final;
- Energia das ondas: tecnologia não madura, pelo que desconsiderada para aumentos
substanciais da capacidade instalada;
- Energia da biomassa + RSU: elevado potencial energético, mas acautelou-se a diversidade
da produção para não ser dominante no mix;
- Armazenamento SPHS: de acordo com o Capítulo 5.1.3, não é necessário aumentar a sua
capacidade de armazenamento. Considera-se somente a adaptação da capacidade instalada da bomba e
turbina.
De acordo com as considerações, procedeu-se ao aumento da capacidade na simulação usando a
estratégia do Cenário 1, de 5% para a produção a partir das ondas e 35% para a biomassa + RSU,
resultando para a produção PV o acerto da restante energia. A produção eólica não sofreu alterações e a
capacidade de armazenamento SPHS permaneceu igual, existindo uma adaptação da capacidade da
bomba e turbina, conforme o método apresentado no Cenário 3. As novas capacidades instaladas são
apresentadas na tabela resumo, abaixo.
Estudo de um sistema de energia sustentável na Ilha do Pico
46
A configuração da estabilização da rede manteve-se inalterada para a PP de biomassa e RSU,
adicionando-se capacidade máxima de estabilização por parte dos VEs para ambos os cenários
(stabilisation share smart charge EV and V2G, Figura 4.2).
A Tabela 4.8 apresenta o resumo dos parâmetros mais relevantes considerados no Cenário 4.1 e 4.2.
Tabela.4.8 - Resumo dos parâmetros relevantes do Cenário 4.1 e 4.2.
Cenários
4.1 – 50% 4.2 – 100%
Consumo
Simples [GWh] 42,33 42,33
Flexível [GWh] 3,83 3,83
VEs [GWh] 6,89 13,78
Capacidade instalada
Flexível [MW] 10,11 10,11
Eólica [MW] 5,70 5,70
PV [MW] 12,00 14,70
Ondas [MW] 6,50 7,30
Biomassa + RSU [MW] 7,20 8,10
Bomba [MW] 4,20 6,90
Turbina [MW] 0,50 0,90
Capacidade de armazenamento SPHS [MWh] 100,00 100,00
VEs [MWh] 148,56 297,12
Factor de estabilização PP Bio + RSU [%] 100 100
VEs [%] 100 100
4.3 Avaliação económica
A avaliação económica do estudo, mais do que a técnica, possibilita a avaliação da sua implementação
futura. Esta avaliação foi feita externamente ao EP, com o objectivo de comparar e avaliar os custos de
todas as tecnologias.
A avaliação económica baseou-se no custo de energia normalizado (LCOE- Levelized Cost of Energy,
em inglês), que permite uma comparação dos integrais custos de cada tecnologia, com base nos custos
de instalação (𝐶𝑖𝑛𝑠𝑡.), função da capacidade, e operação e manutenção (O&M). O LCOE é calculado
tendo em conta o tempo de vida útil de cada tecnologia.
4.3.1 Custos de instalação
O custo de instalação é definido por todos os gastos ocorridos na instalação e financiamento de cada
tecnologia, desde a aquisição de equipamentos à construção de infraestruturas ou a sua ligação à rede
Estudo de um sistema de energia sustentável na Ilha do Pico
47
eléctrica local. É calculado utilizando a Equação 4.2, em que 𝐶𝑖𝑛𝑠𝑡. é o custo de instalação, em €, 𝑃𝑖𝑛𝑠𝑡.
a potência instalada, em kW, e 𝐶𝑘𝑊 o custo unitário da tecnologia, em €/kW.
𝑪𝒊𝒏𝒔𝒕. = 𝑷𝒊𝒏𝒔𝒕. × 𝑪𝒌𝑾 4.2
Os custos unitários adoptados são apresentados na Tabela 4.9. Estes valores incluem um factor de
insularidade de 1,33 face ao continente, apurado através da diferença de custos de instalação entre a
tecnologia eólica on e offshore [131].
Tabela 4.9 - Custo unitário por tecnologia.
Tecnologia Custo unitário8 [€/kW] Fonte
PP termoeléctrica 4459 [13]
Eólica 1.793 [131]
PV 1.284 [131]
Ondas 5.440 [28]
PP biomassa + RSU 3.019 [131]
Armazenamento SPHS 2.005 [49]
Além do custo de instalação para a PP de biomassa e RSU, considera-se que o combustível proveniente
de biomassa residual florestal tem um custo de 2,03 €/GJ; o dos RSU considerou-se nulo [131]. Aquando
da existência nas fontes de intervalos de custos para as tecnologias, considerou-se o custo unitário
máximo pela insularidade da zona.
4.3.2 Custos de operação e manutenção
Os custos de O&M são definidos como os gastos envolvidos ao longo do tempo de vida útil do projecto,
seja por manutenção preventiva ou gastos advindos do normal funcionamento de cada tecnologia. Estes
custos são apresentados na Tabela 4.10 como percentagens do custo de instalação.
8 Os custos unitários retirados da Ref. [131] encontram-se em dólares americanos, pelo que se aplicou uma taxa média de
câmbio correspondente ao ano de 2016 para euros, de 1,1069 [157]. 9 Considerou-se o seguinte valor por falta de melhor referência sobre os custos de instalação. O valor apresentado é para um
gerador a diesel de 17,6 kW, enquanto que a central real do Pico utiliza geradores na casa dos MW.
Estudo de um sistema de energia sustentável na Ilha do Pico
48
Tabela 4.10 - Custos de O&M por hora de funcionamento e percentagem do custo de instalação por tecnologia.
Tecnologia O&M Fonte
[€/h]
PP termoeléctrica 1 [13]
[%]
Eólica 3 [13]
PV 1 [13]
Ondas 4 [151]
[152]
PP biomassa + RSU 4 [131]
Armazenamento SPHS 1,5 [49]
Os custos de O&M da PP termoeléctrica são apresentados separadamente por serem expressos em euros
por hora de funcionamento. Os custos das restantes tecnologias são apresentados em percentagem do
custo de instalação. Aquando da existência nas fontes de intervalos de custos para as tecnologias,
considerou-se o custo de O&M máximo, pela insularidade da zona e custos acrescidos pela utilização
de água salgada.
4.3.3 LCOE – Custo normalizado de energia
Como referido, LCOE permite o cálculo dos custos de cada tecnologia por unidade de energia ao longo
de todo o seu tempo de vida útil.
É apurado pela aplicação da Equação 4.3, em que 𝑡 é o tempo em anos, 𝐶𝑖𝑛𝑠𝑡 o custo de instalação em
€, 𝑂&𝑀 o custo de operação e manutenção em €, 𝐹𝑡 o custo da energia auxiliar em €, 𝐸𝑡 a energia
produzida em kWh/ano, 𝑟 a taxa de desconto e 𝑛 o tempo de vida do sistema em anos [153].
𝑳𝑪𝑶𝑬 =
∑𝑪𝒊𝒏𝒔𝒕𝒕
+ 𝑶&𝑴𝒕 + 𝑭𝒕
(𝟏 + 𝒓)𝒕𝒏𝒕=𝟏
∑𝑬𝒕
(𝟏 + 𝒓)𝒕𝒏𝒕=𝟏
4.3
Considerou-se 𝑟 = 7,5%, a taxa em geral adoptada em projectos deste tipo em países da OCDE [131], e
𝑛 = 20 anos, comum a todas as tecnologias.
Estudo de um sistema de energia sustentável na Ilha do Pico
49
5 Resultados e discussão
Este capítulo contém os resultados obtidos para os vários cenários e a sua devida discussão. Os
resultados são analisados numa base energética, ambiental e económica, a primeira através dos
resultados anuais obtidos e diagramas de carga, a segunda através das emissões e a terceira pela
comparação de custos entre as diversas tecnologias.
5.1 Análise energética
5.1.1 Cenário 1
5.1.1.1 Resultados anuais
O Cenário 1, corresponde ao Cenário base (ver Capítulo 4.1.2) acrescido de fontes de energia renováveis
e de transferência do consumo de gás butano engarrafado para electricidade. A Tabela 5.1 apresenta os
valores obtidos para nos resultados anuais e os respectivos factores de capacidade de cada tecnologia.
Tabela 5.1 – Cenário 1: resultados anuais e factores de capacidade.
GWh/ano Factor de capacidade
Consumo
Global 46,16 -
Simples 42,33 -
Flexível 3,83 -
Produção
Global 53,64 0,17
PP termoeléctrica 23,36 0,16
Eólica 14,17 0,30
PV 13,81 0,19
Ondas 2,30 0,05
Diferença CEEP 7,48 -
Na Tabela 5.1 observa-se que o consumo e a produção global registam um aumento de 11,42% e 14,35%,
respectivamente, em comparação com o Cenário base; sem a possibilidade de armazenamento da
produção não despachável, existe um aumento de curtailment em 2,43 GWh para 13,94% da geração.
A produção renovável neste cenário atinge os 30,28 GWh/ano, com factores de capacidade que variam
entre 0,05 nas ondas e 0,30 na eólica. Devido à diminuição da produção de energia pela PP
termoeléctrica, de 39,64 para 23,36 GWh, o seu factor de capacidade sofreu uma redução considerável
(inicialmente 0,27), com impacto no custo final da energia do sistema (ver Capítulo 5.3).
Estudo de um sistema de energia sustentável na Ilha do Pico
50
O consumo flexível a um dia, correspondente ao AQS, é dado pela Figura 5.1, numa base horária.
Figura 5.1 – Cenário 1: consumo flexível para AQS.
Verifica-se na Figura 5.1 que o consumo flexível de AQS apresenta dois picos de consumo distintos,
nomeadamente, às 12 e 14 horas, no último caso atingindo o máximo de 2,5 MW. Este consumo segue
em contraciclo com o consumo rígido, verificado se comparado com os diagramas de carga da Capítulo
5.1.1.2.
A Figura 5.2 apresenta as percentagens de cada tecnologia na produção global.
Figura 5.2 – Cenário 1: produção global e excesso por tecnologia.
Verifica-se que a energia útil produzida pelas fontes de energia renováveis corresponde a 48,59% da
totalidade da energia produzida, seguida de 37,47% pela PP e de 13,94% de energia não útil. Dentro da
produção não útil, a da PP termoeléctrica apresenta o maior curtailment, 6,07%, seguido da eólica e PV,
ambos a rondar os 3,65%, e por último a energia das ondas, embora numa dimensão menor. O CEEP
correspondente às fontes de energia renováveis é de 4,22 GWh.
Os cálculos da produção útil e excedente foram realizados numa base horária, onde o primeiro foi obtido
pela diferença entre a produção total de cada tecnologia e o consumo. Para uma análise mais detalhada,
0
500
1000
1500
2000
2500
3000
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24
Po
tên
cia
[kW
]
Horas
PP termoeléctrica útil
37.47%
Eólica útil
22.73%
PV útil
22.16% Ondas útil
3.70%
PP termoeléctrica
6.07%
Eólica
3.68%PV
3.59%
Ondas
0.60%
CEEP
13.94%
Estudo de um sistema de energia sustentável na Ilha do Pico
51
a Figura 5.3 apresenta a produção mensal útil e não útil para as diversas tecnologias presentes no Cenário
1.
Figura 5.3 - Cenário 1: produção mensal de energia útil e não útil por tecnologia.
Na figura verifica-se que a única fonte renovável com produção útil mais elevada que a PP
termoeléctrica é a eólica no mês de Janeiro, com 1,67 GWh, e é também neste mês que ocorre o pico de
produção útil da energia das ondas, com 0,57 GWh. Ambas as tecnologias apresentam a sua maior
produção durante os meses de Inverno, salvo excepção da eólica no mês de Maio. A energia útil de PV
apresenta os melhores resultados de todas as fontes de energia renováveis, o que acontece entre os meses
de Março e Setembro, atingindo o máximo da sua produção no mês de Julho, durante o Verão. O mês
de Janeiro e Maio são os que apresentam os valores mais elevados gerais de energia não útil, na casa de
1,00 GWh, o primeiro devido à elevada produção da eólica e ondas e o segundo de eólica e PV.
Apresentam-se seguidamente as curvas de duração de carga para a energia PV e ondas na Figura 5.4.
Figura 5.4- Cenário 1: curvas de duração de carga da energia PV e ondas.
Verifica-se que a curva do PV está contida entre 0 e aproximadamente 8.500 kW, estando a sua produção
restrita a cerca de metade das horas do ano devido aos períodos sem Sol; por outro lado, devido a perdas
0.0
0.5
1.0
1.5
2.0
2.5
Pro
du
ção
[G
Wh
]
Meses
PP termoeléctrica - útil Eólica - útil PV - útil Ondas - útil
PP termoeléctrica - não útil Eólica - não útil PV - não útil Ondas - não útil
0
20
40
60
80
100
0
1 700
3 400
5 100
6 800
8 500
12
60
519
778
103
71
29
61
55
51
81
42
07
32
33
22
59
12
85
03
10
93
36
83
62
73
88
64
14
54
40
44
66
34
92
25
18
15
44
05
69
95
95
86
21
76
47
66
73
56
99
47
25
37
51
27
77
18
03
08
28
98
54
8
Per
cen
tagem
de
pro
du
ção
[%
]
Po
tên
cia
[kW
]
Horas
PV Ondas
Estudo de um sistema de energia sustentável na Ilha do Pico
52
e à geometria solar, a potência nominal nunca é atingida. O seu funcionamento divide-se em três
períodos, em que o primeiro corresponde a uma utilização de cerca de 1.000 horas com um
aproveitamento superior a 60%, correspondente aos períodos de meio dia solar, o segundo com
aproximadamente 2.000 horas entre 20 e 60% para os períodos a meio da manhã e da tarde, e o último
20% das horas que representam os períodos de nascer e pôr do Sol.
O integral da curva de duração de carga da energia das ondas é muito menor em comparação com as
outras fontes de energia renováveis não despacháveis. Somente em cerca de 380 horas é ultrapassado os
20% da potência nominal, obtendo-se pontualmente a produção máxima de 5.800 kW. É relevante frisar
que a potência da energia das ondas ao largo da costa da ilha do Pico poderá ser mais elevada do que a
apresentada aqui (vide Capítulo 3.2.6).
5.1.1.2 Diagramas de carga
Os diagramas de carga e a sua análise encontram-se no ANEXO IV – Cenário 1.
5.1.2 Cenário 2
5.1.2.1 Resultados anuais
O Cenário 2 considera a substituição da PP fóssil por uma PP conjunta de biomassa e RSU. Este cenário
tem como objectivo estudar o comportamento e resposta do sistema sem aumento de outras fontes de
energia renováveis num cenário de produção exclusivamente renovável. A Tabela 5.2 mostra alguns
valores respeitantes a este cenário.
Tabela 5.2 – Cenário 2: resultados anuais e factores de capacidade.
GWh/ano Factor de capacidade
Consumo
Global 46,16 -
Simples 42,33 -
Flexível 3,83 -
Produção
Global 46,44 0,21
Eólica 14,17 0,30
PV 13,81 0,19
Ondas 2,30 0,05
PP biomassa + RSU 16,15 0,30
Diferença CEEP 1,92 -
Import 1,64 -
Verifica-se numa primeira instância que a substituição directa da PP fóssil por fontes de energia
renováveis causou um decréscimo da produção global de 7,20 GWh face ao cenário anterior, por não se
considerar que a PP de biomassa e RSU tivesse uma produção mínima obrigatória a cada hora. Em
segundo, devido à diminuição da produção PP, verifica-se que a diferença entre o consumo e produção
global divergem por excesso em 0,28 GWh/ano. Em terceira instância, observa-se que a diferença entre
a energia não útil e a importação também é de 0,28 GWh, concluindo-se assim que o sistema está a
Estudo de um sistema de energia sustentável na Ilha do Pico
53
produzir em excesso ou em défice em determinadas alturas do ano, requerendo um aumento da
capacidade instalada das fontes de energia renováveis. O factor de capacidade da PP de biomassa e RSU,
em comparação com a PP termoeléctrica, aumentou quase para o dobro, com impacto directo no factor
global do sistema, em 0,04.
A Figura 5.7 apresenta as percentagens de cada tecnologia na produção global.
Figura 5.7 – Cenário 2: produção global e excesso por tecnologia.
Comparativamente ao cenário anterior, verifica-se uma maior produção útil de todas as fontes de energia
renováveis e, consequentemente, uma diminuição do curtailment em todas as tecnologias. Em geral, as
fontes de energia renováveis apresentam uma produção útil total de 95,86% e não útil de 4,14%. A PP
de biomassa e RSU é responsável por 33,35% e 1,44% de produção útil e não útil, respectivamente,
dentro da produção global.
Numa análise mais detalhada, a Figura 5.8 apresenta a produção útil e não útil mensal para as diversas
tecnologias, e a Figura 5.9 compara a necessidade de importação com o excesso de produção.
Figura 5.8 - Cenário 2: produção mensal de energia útil e não útil por tecnologia.
PP bio+RSU útil
33.35%
Eólica útil
29.25%
PV útil
28.51%
Ondas útil
4.76%
PP bio+RSU
1.44%
Eólica
1.26%PV
1.23%
Ondas
0.21%
CEEP
4.14%
0.0
0.5
1.0
1.5
2.0
Pro
du
ção
[G
Wh
]
Meses
PP bio+RSU - útil Eólica - útil PV - útil Ondas - útil
PP bio+RSU - não útil Eólica - não útil PV - não útil Ondas - não útil
Estudo de um sistema de energia sustentável na Ilha do Pico
54
Figura 5.9 - Cenário 2: importação necessária e excesso de produção.
Na Figura 5.8 verifica-se que ao substituir-se a PP tradicional pela de biomassa e RSU esta passa a ter
a produção mais elevada somente em metade do ano. Ao diminuir a produção da nova PP, abre-se espaço
para o aproveitamento da energia não despachável, como é o caso da eólica no mês de Janeiro, Maio e
Dezembro, e de PV entre Maio e Setembro. A energia das ondas continua a ter uma participação na
produção essencialmente nos meses de Inverno.
Já na Figura 5.9 verifica-se que o excesso de produção é maior do que a necessidade de importação
energia no primeiro semestre do ano, salvo no mês Fevereiro. O CEEP atinge o valor máximo de 0,39
GWh no mês de Maio e o mínimo no mês de Novembro e Dezembro, enquanto que a importação atinge
o valor máximo de 0,19 GWh em Julho e Agosto e o mínimo no mês de Janeiro. Verifica-se também
que o sistema neste cenário carece de um meio para armazenamento de energia, dado que o CEEP é
superior à quantidade que é necessário importar em alguns meses do ano.
Apresenta-se na Figura 5.10 a curva de duração de carga da PP de biomassa e RSU.
Figura 5.10 - Cenário 2: curva de duração de carga da energia de biomassa e RSU.
0.00
0.08
0.16
0.24
0.32
0.40
Pro
du
ção
[G
Wh
]
Meses
Import CEEP
0
20
40
60
80
100
0
1 240
2 480
3 720
4 960
6 200
12
60
519
778
103
71
29
61
55
51
81
42
07
32
33
22
59
12
85
03
10
93
36
83
62
73
88
64
14
54
40
44
66
34
92
25
18
15
44
05
69
95
95
86
21
76
47
66
73
56
99
47
25
37
51
27
77
18
03
08
28
98
54
8
Per
cen
tagem
de
pro
du
ção
[%
]
Po
tên
cia
[kW
]
Horas
Estudo de um sistema de energia sustentável na Ilha do Pico
55
A figura mostra uma variação entre os 6.200 kW, máximo considerado no seu dimensionamento, e
valores nulos (ver Capítulo 4.2.2), durante cerca de 1.400 horas. O máximo da potência é obtido durante
poucas horas, enquanto que a maioria do seu funcionamento, no intervalo de 20 a 80%, apresenta cerca
de 5.000 horas.
5.1.2.2 Diagramas de cargas
Os diagramas de carga e a sua análise encontram-se no ANEXO IV – Cenário 2.
5.1.3 Cenário 3
5.1.3.1 Resultados anuais
No Cenário 3, face aos resultados obtidos no Cenário 2, introduziu-se armazenamento SPHS para gerir
o excesso e défice de energia produzida. Para além deste armazenamento, também se considerou
aumentar a capacidade instalada das fontes de energia renováveis para assegurar o mínimo de produção
necessária. Configurou-se o EP para assumir que o reservatório no início da simulação se encontra cheio.
A Tabela 5.3 apresenta os resultados anuais e os factores de capacidade das tecnologias instaladas.
Tabela 5.3 – Cenário 3: resultados anuais e factores de capacidade.
GWh/ano Factor de capacidade
Consumo
Global 47,50 -
Simples 42,33 -
Flexível 3,83 -
Bombagem 1,34 0,04
Produção
Global 49,14 0,21
Eólica 14,95 0,30
PV 14,64 0,19
Ondas 2,30 0,05
PP biomassa + RSU 16,15 0,30
Turbinagem 1,08 0,16
Diferença CEEP 1,64 -
A produção final neste cenário aumentou 2,70 GWh devido ao crescimento da produção eólica, PV e à
introdução da turbinagem, enquanto que o consumo final só aumenta devido à bombagem. Com a
introdução do armazenamento hídrico, passou a existir um melhor aproveitamento do excesso energético
ao utilizar-se a bomba para o armazenar e a turbina para reintroduzir na rede. A turbina apresenta uma
produção de 1,08 GWh, com um factor de capacidade de 0,16 e a bomba um consumo de 1,34 GWh,
com um factor de 0,04. A diferença entre os factores de capacidade da turbina e da bomba resultam da
diferença entre as capacidades instaladas (vide Capítulo 4.2.3). O CEEP diminui 0,28 GWh,
comparativamente com o cenário anterior, fruto do aumento da capacidade instalada das fontes de
Estudo de um sistema de energia sustentável na Ilha do Pico
56
energia renováveis e o armazenamento hídrico como resposta à importação existente. Com o aumento
da energia gerada, eliminou-se a necessidade de importação, e obteve-se assim uma produção eléctrica
capaz de suprir o consumo durante todas as horas do ano.
A Figura 5.13 apresenta as percentagens de cada tecnologia consoante a sua produção útil e excesso.
Figura 5.13 – Cenário 3: produção global e excesso por tecnologia.
Em comparação com o Cenário 2, não se verificam alterações significativas na distribuição entre
produção útil e não útil. As variações ocorreram devido ao aumento da capacidade instalada da produção
eólica, PV e introdução do armazenamento hídrico, e, consequentemente, verifica-se uma diminuição
de 0,8% da produção não útil. Para o Cenário 3, a produção útil representa 96,66% de toda a energia
produzida.
A Figura 5.14 apresenta a produção útil e não útil numa base mensal.
Figura 5.14 - Cenário 3: produção mensal de energia útil e não útil por tecnologia.
PP bio+RSU útil
31.75%
Eólica útil
29.39%
PV útil
28.78% Ondas útil
4.53%
Turbinagem
2.21%
PP bio+RSU
1.12%
Eólica
1.04%
PV
1.02%
Ondas
0.16%
CEEP
3.34%
0.0
0.5
1.0
1.5
2.0
2.5
Pro
du
ção
[G
Wh
]
Meses
PP bio+RSU - útil Eólica - útil PV - útil Ondas - útil
PP bio+RSU - não útil Eólica - não útil PV - não útil Ondas - não útil
Estudo de um sistema de energia sustentável na Ilha do Pico
57
Verifica-se que com o aumento da capacidade instalada, a produção eólica em Janeiro chega próximo
dos 2,0 GWh e a produção PV ronda os 1,5 GWh desde Abril até Agosto. Como frisado anteriormente,
as restantes tecnologias têm uma pequena diminuição na energia não útil e aumento na útil.
Com a introdução do armazenamento, é necessário realizar o estudo da sua operação. Na Figura 5.15 é
apresentado de forma desagregada, através do somatório dos valores horários por mês, a proveniência
da energia armazenada pela respectiva fonte, bem como a energia produzida pela turbina e a variação
média mensal da energia armazenada no reservatório.
Figura 5.15 - Cenário 3: análise mensal do armazenamento SPHS.
Verifica-se que a maioria da energia armazenada provém das diversas fontes com uma distribuição
semelhante ao longo do ano, registando-se em Outubro a quantidade mais elevada de energia que é
armazenada, 190 MWh. Relativamente à produção de energia pela turbina, o seu máximo é atingido em
Julho, com uma produção de cerca de 130 MWh, e o mínimo em Janeiro, com 40 MWh. A energia
armazenada no reservatório varia consoante o balanço entre energia bombada e turbinada, sendo máxima
entre Abril e Maio, com 96,03% do reservatório cheio, e mínima em Agosto, com 25,77%.
A Figura 5.16 apresenta a curva de duração de nível de armazenamento ao longo do ano.
Figura 5.16 - Cenário 3: curva de duração de nível de armazenamento.
0
40
80
120
160
200
Pro
du
ção
[M
Wh
]
Meses
Arm. bio+RSU Arm. Ondas Arm. eólica Arm. PV Turbina Energia armazenada
0
20
40
60
80
100
0
20
40
60
80
100
12
52
503
754
100
51
25
61
50
71
75
82
00
92
26
02
51
12
76
23
01
33
26
43
51
53
76
64
01
74
26
84
51
94
77
05
02
15
27
25
52
35
77
46
02
56
27
66
52
76
77
87
02
97
28
07
53
17
78
28
03
38
28
48
53
5
Per
cen
tagem
do
res
ervat
óri
o [
%]
En
ergia
arm
azen
ada
[MW
h]
Horas
Estudo de um sistema de energia sustentável na Ilha do Pico
58
Verifica-se que o reservatório se encontra completamente cheio durante cerca de 1.300 horas e que na
maioria das restantes horas a energia armazenada encontra-se acima dos 40%. O reservatório está abaixo
de 40% nas restantes 2.200 horas, nunca baixando dos 4,96 MWh. Na ausência de fontes de energia
renováveis, a energia armazenada consegue suprir o combinado de consumo simples com o do flexível
durante 0,80 dias (19 horas) na melhor situação e 0,04 (sensivelmente 57 minutos) na pior.
5.1.3.2 Diagramas de carga
Os diagramas de carga e a sua análise encontram-se no ANEXO IV – Cenário 3.
As semanas apresentadas nos diagramas de carga anteriores demonstram claramente a possibilidade de
obter um sistema 100% renovável, para a ilha do Pico.
5.1.4 Cenário 4.1 e 4.2
5.1.4.1 Resultados anuais
O Cenário 4 considera a substituição dos veículos convencionais por VEs, com V2G. A penetração dos
VEs considera-se a 50% no 4.1 e 100% no Cenário 4.2. Os resultados são apresentados em conjunto
para uma melhor comparação, com foco para o Cenário 4.2.
A Tabela 5.4 apresenta os resultados anuais e os factores de capacidade das tecnologias instaladas.
Tabela 5.4 – Cenário 4.1 e 4.2: resultados anuais e factores de capacidade.
Cenário
4.1 – 50% 4.2 – 100%
GWh/ano Factor de
capacidade GWh/ano
Factor de
capacidade
Consumo
Global 53,36 - 60,38 -
Simples 42,33 - 42,33 -
Flexível 3,83 - 3,83 -
Bombagem 0,31 0,01 0,43 0,01
VEs 6,89 - 13,78 -
Produção
Global 56,61 0,20 63,87 0,20
Eólica 14,95 0,30 14,95 0,30
PV 19,97 0,19 24,46 0,19
Ondas 2,67 0,05 3,00 0,05
PP biomassa + RSU 18,76 0,30 21,10 0,30
Turbinagem 0,25 0,06 0,35 0,04
Diferença CEEP 3,24 - 3,50 -
Estudo de um sistema de energia sustentável na Ilha do Pico
59
Na tabela verifica-se que o consumo e a produção aumentam comparativamente ao Cenário 3, à
excepção do consumo da bomba e produção da turbina que com uma nova possibilidade de
armazenamento diminuem. O consumo global no cenário 4.1 aumenta 5,76 GWh e no 4.2 12,88 GWh
devido aos VEs. Na produção, de acordo as premissas no Capítulo 4.2.4, existe para os Cenários 4.1 e
4.2 um aumento da produção de PV de 5,33 e 9,82 GWh, da das ondas de 0,37 e 0,70 GWh/ano e da
central de biomassa e RSU de 2,61 e 4,95 GWh, respectivamente. Devido ainda ao aumento de produção
eléctrica, o excesso de energia passa a ser de 3,24 GWh no Cenário 4.1 e de 3,50 GWh no Cenário 4.2,
assistindo-se a um aumento de 0,26 GWh entre ambos, justificada pela produção exceder o
armazenamento disponível. Os factores de capacidade das tecnologias de geração de energia não sofrem
alterações; contudo, os valores da turbina e bomba decaem, fruto do seu aumento de capacidade
instalada e diminuição da sua produção, com impacto directo na redução do factor de capacidade global
do sistema.
A Figura 5.19 apresenta a decomposição de cada tecnologia consoante a sua produção útil e excedente
energético.
Figura 5.19 – Cenário 4.2: produção global e excesso por tecnologia.
Comparando a figura com a equivalente do Cenário 3 (Figura 5.13), verifica-se que a produção das
ondas e da PP de biomassa e RSU têm ligeiras alterações com a diminuição da energia útil, mas, por
outro lado, a produção eólica útil diminui bruscamente para 22,12% devido à manutenção da capacidade
instalada; o aumento da capacidade PV faz aumentar a produção útil desta tecnologia em 36,19%.
PP bio+RSU útil
31.22%
Eólica útil
22.12%
PV útil
36.19%Ondas útil
4.44%
Turbinagem
0.55%
PP bio+RSU
1.82%
Eólica
1.29%
PV
2.11%
Ondas
0.26%
CEEP
5.48%
Estudo de um sistema de energia sustentável na Ilha do Pico
60
A Figura 5.20 apresenta a produção útil e não útil numa base mensal no Cenário 4.2.
Figura 5.20 – Cenário 4.2: produção mensal de energia útil e não útil por tecnologia.
Na figura verifica-se que produção útil PV se destaca das restantes energias entre os meses de Março e
Junho, rondando os 2,40 GWh/mês, sendo nesses meses que se assinala os maiores valores de
curtailment. Nos meses entre Julho e Outubro a energia útil produzida por PV é comparável à da PP de
biomassa e RSU. A produção eólica e das ondas apresentam novamente o seu máximo em Janeiro, de
sensivelmente 2,05 e 0,80 GWh, respectivamente.
A Figura 5.21 apresenta o perfil de consumo e carregamento anuais, numa base horária dos VEs.
Figura 5.21 - Cenário 4.1: perfil de consumo e carregamento anual dos VEs.
Com base na figura, o consumo dos VEs é constante ao longo do ano, com a sua repetição diária, mas o
carregamento é menos regular. O carregamento é superior ao consumo durante a maioria das horas do
ano, com um máximo aproximado de 9.400 kW; contudo, no início e final do ano, verifica-se que o
carregamento é inferior ao consumo, alturas essas caracterizadas pelo excesso de energia ser inexistente.
0.0
0.5
1.0
1.5
2.0
2.5
Pro
du
ção
[G
Wh
]
Meses
PP bio+RSU - útil Eólica - útil PV - útil Ondas - útil
PP bio+RSU - não útil Eólica - não útil PV - não útil Ondas - não útil
0
1900
3800
5700
7600
9500
12
33
465
697
929
116
11
39
31
62
51
85
72
08
92
32
12
55
32
78
53
01
73
24
93
48
13
71
33
94
54
17
74
40
94
64
14
87
35
10
55
33
75
56
95
80
16
03
36
26
56
49
76
72
96
96
17
19
37
42
57
65
77
88
98
12
18
35
38
58
5
Po
tên
cia
[kW
]
Horas
Consumo Carregamento
Estudo de um sistema de energia sustentável na Ilha do Pico
61
No Cenário 4 introduz-se a ligação V2G como meio de armazenar energia excedente, complementado
o armazenamento hídrico. A Figura 5.22 apresenta a variação horária da energia armazenada de acordo
com o tipo de armazenamento.
Figura 5.22 - Cenário 4.2: curva de duração de nível de armazenamento conjunto.
Na figura verifica-se que o armazenamento conjunto varia, ao longo do ano, entre o máximo de 397
MWh e o mínimo de 19 MWh, situando-se durante cerca de 6.400 horas acima dos 90%. Nas restantes
horas regista-se uma diminuição acentuada da energia armazenada em VEs face à em SPHS. O
armazenamento combinado no valor mínimo é indicativo de que nenhum é prioritário. O combinado de
energia armazenada consegue abastecer o sistema eléctrico, sozinho, durante 2,7 dias na melhor situação
e 3 horas na pior.
5.1.4.2 Diagramas de carga
Os diagramas de carga e a sua análise encontram-se no ANEXO IV – Cenário 4.2.
Através dos diagramas de carga apresentados realça-se a viabilidade de um sistema 100% renovável
para a ilha do Pico, mesmo após a transição de toda a frota automóvel de VCI para VEs.
5.2 Análise ambiental
Na análise ambiental foram consideradas três fontes emissoras de CO2, nomeadamente, o sector
doméstico, rodoviário e de produção de electricidade. A Figura 5.26 apresenta a evolução das emissões
de CO2 obtidas em cada cenário de acordo com a fonte emissora. Os dados do Cenário 2 não se mostram
por serem iguais aos do Cenário 3 e porque não corresponde a um cenário viável.
0
20
40
60
80
100
0.00
79.42
158.85
238.27
317.70
397.121
260
519
778
103
71
29
61
55
51
81
42
07
32
33
22
59
12
85
03
10
93
36
83
62
73
88
64
14
54
40
44
66
34
92
25
18
15
44
05
69
95
95
86
21
76
47
66
73
56
99
47
25
37
51
27
77
18
03
08
28
98
54
8
Per
cen
tagem
de
ener
gia
arm
azen
ada
[%]
En
ergia
arm
azen
ada
[MW
h]
Horas
SPHS VEs
Estudo de um sistema de energia sustentável na Ilha do Pico
62
Figura 5.25 – Emissões de CO2 por sector e cenário.
A tabela mostra as emissões de CO2 de cada sector, correspondendo um total 57,06 kton CO2 na
estimativa real. No Cenário 1, com a utilização parcial de produção renovável e a substituição do gás
butano engarrafado pelo seu equivalente eléctrico, obteve-se uma redução de 29,39% face ao cenário
anterior. Já no Cenário 3, com a transição do sistema eléctrico para energia inteiramente renovável, as
reduções no CO2 emitido constituem 58,13%. Por fim, nos Cenários 4.1 e 4.2 com a introdução dos VEs
assiste-se a uma diminuição em duas etapas das emissões no sector rodoviário de 79,06 e 100%,
respectivamente.
5.3 Análise económica
A análise económica é principalmente realizada através da comparação dos custos de instalação, O&M
e LCOE de cada tecnologia, e custos globais para cada cenário, como mostra a Tabela 5.5. A Tabela 5.6
mostra os parâmetros económicos de um cenário extra, sem recurso à energia das ondas, e a Tabela 5.7
permite comparar o abastecimento dos VCI e os VEs no que concerne a gastos e poupanças.
0 10 20 30 40 50 60
4.2
4.1
3
1
Real
Emissões de CO₂ (kton)
Cen
ário
s
Doméstico Rodoviário Eléctrico
Estudo de um sistema de energia sustentável na Ilha do Pico
63
A análise económica conclui com um balanço geral dado pela Tabela 5.5, comparativo entre os gastos
nos Cenário Base e 4.2.
Tabela 5.5 - Custo de instalação, O&M e LCOE por tecnologia e cenário.
Cenário Tecnologia
Fonte de Custo LCOE
Custo de
instalação
[M€]
Custo
de
O&M
[M€]
Custo
combustível
[M€]
Energia
produzida
[GWh]
Individual
[€/kWh]
Global
[€/kWh]
1
PP 7,46 0,18 50,52 467,16 0,125
0,132
Eólica 9,68 5,81 - 283,34 0,055
PV 10,65 2,13 - 276,23 0,046
Ondas 30,47 24,37 - 46,72 1,190
3
Eólica 10,22 6,13 - 299,08 0,055
0,124
PV 11,29 2,26 - 292,87 0,046
Ondas 30,47 24,37 - 46,08 1,190
PP
bio+RSU 18,72 14,97 1,40 323,07 0.109
Arm.
SPHS 1,40 0,42 - 21,70 0,084
4.1
Eólica 10,22 6,13 - 299,08 0,055
0,124
PV 15,40 3,08 - 399,37 0,046
Ondas 35,36 28,29 - 53,49 1,190
PP
bio+RSU 21,73 17,39 1,77 375,17 0,109
Arm.
SPHS 1,00 0,30 - 5,06 0,258
4.2
Eólica 10,22 6,13 - 299,08 0,055
0,124
PV 18,87 3,77 - 489,22 0,046
Ondas 39,71 31,77 - 60,07 1.190
PP
Bio+RSU 24,45 19,56 2,11 422,07 0,109
Arm.
SPHS 1,80 0,54 - 7,02 0,334
Estudo de um sistema de energia sustentável na Ilha do Pico
64
A tabela mostra que o LCOE global varia 0,8 c€/kWh entre o primeiro e o último cenários, com o
primeiro a corresponder a 13,2 c€/kWh e o último a 12,4 c€/kWh. Os LCOE individuais das tecnologias
somente sofrem variações entre cenários se existir alterações na capacidade instalada e energia
produzida, como é o caso do armazenamento hídrico ou o das PP. Assim, observa-se que o menor LCOE
individual corresponde sempre à energia PV com um valor de 4,6 c€/kWh, e o maior à energia das ondas
com 1,19 €/kWh. O armazenamento hídrico é a tecnologia que apresenta a maior variação de LCOE
individual, entre 8,4 c€/kWh no Cenário 3 e 33,4 c€/kWh no Cenário 4.2, resultante do aumento da
capacidade instalada da turbina e a diminuição da energia produzida. De igual forma ao LCOE do
Capítulo 3.5, os custos de O&M, combustível e energia produzida encontram-se feitos para 20 anos e o
LCOE global é calculado de acordo com a percentagem que cada fonte de energia renovável produz.
É ainda evidente que o LCOE global dos diversos cenários é extremamente condicionado pelo LCOE
individual da energia das ondas, devido aos seus elevados custos de instalação e O&M e reduzida
produção eléctrica. Para apresentar um cenário mais viável, a título de custos, foi simulado um cenário
extra baseado no Cenário 4.2, mas sem recurso à energia das ondas, que é apresentado na Tabela 5.6.
Neste cenário distribui-se a produção das ondas consoante as seguintes capacidades: 6,0 MW para a
produção eólica, 17,0 MW para PV, 11,5 MW para a PP de biomassa e RSU e no armazenamento SPHS,
6,5 MW na bomba, 3,9 MW na turbina e uma capacidade de armazenamento de 200 MWh.
Tabela 5.6 - Análise económica suplementar de um cenário sem energia das ondas10.
A tabela mostra que sem os custos associados à energia das ondas é possível um LCOE
consideravelmente mais baixo, passando de 12,4 para 8,0 c€/kWh. Esta diminuição de LCOE global, na
prática, traduz-se numa poupança de 2,66 M€ por ano, ou 53,25 M€ durante o tempo de vida
considerado, de acordo com o consumo eléctrico do Cenário 4.2.
10 Todos os valores apresentados na tabela encontram-se com valores a 20 anos, salvo excepção do custo de instalação que só
ocorre no ano inicial.
Cenário Tecnologia
Fonte de Custo
Energia
produzida
[GWh]
LCOE
Custo de
instalação
[M€]
Custo
de
O&M
[M€]
Custo
combustível
[M€]
Individual
[€/kWh]
Global
[€/kWh]
4.2
s/ondas
Eólica 10,76 6,46 - 314,82 0,055
0,080
PV 21,82 4,36 - 565,77 0,046
PP
Bio+RSU 34,72 27,77 3,40 599,24 0,110
Arm.
SPHS 7,82 2,35 - 7,14 1,424
Estudo de um sistema de energia sustentável na Ilha do Pico
65
A Tabela 5.7 apresenta a redução de custos sem taxas com combustíveis fósseis ao converter a frota de
VCI para uma de VEs.
Tabela 5.7 - Redução de custos sem taxas com combustível automóvel.
Cenário Tipo Custos [M€] Redução de custos [M€]
Capítulo 3.5 VCI - 100% 5,25 -
4.1 VCI – 50% 2,63
1,76 VEs – 50% 0,86
4.2 VEs – 100% 1,71 3,54
4.2 – s/ondas
(Capítulo
5.3)
VEs – 100% 1,11 4,14
Na tabela acima é possível verificar, dentro dos cenários estipulados, a redução de encargos com
combustíveis fósseis para automóveis, nomeadamente no Cenário 4.1 de 1,76 M€ e no Cenário 4.2 de
3,54 M€. No cenário sem energia das ondas, com a diminuição do LCOE global, é possível obter uma
redução de 79% face ao estipulado originalmente.
Por sua vez, a Tabela 5.8 apresenta a mesma análise comparando o Cenário Base com o final por sector.
Tabela 5.8 - Redução de custos sem taxas com combustível fósseis para os sectores considerados.
Cenário Custo por sector [M€]
Total [M€] Redução de custos [M€] Rodoviário Doméstico Eléctrico
Capítulo 3.5 5,25 0,69 5,02 10,96 -
4.2 - - 7,51 7,51 3,45
4.2 – s/ondas
(Capítulo
5.3)
- - 4,85 4,85 6,11
O Cenário 2 não é contemplado pelas razões previamente descritas. Verifica-se que, com a substituição
do consumo maioritariamente baseado em combustíveis fósseis por um exclusivamente eléctrico de base
renovável, é possível garantir uma poupança anual de 3,45 M€ no Cenário 4.2 com retorno a 20 anos.
Já no cenário sem recurso à energia das ondas, é possível atingir uma redução de custos de 6,11 M€, o
que se traduz numa poupança de 44%, comparativamente ao valor inicial. Os custos apresentados
englobam os custos unitários e de insularidade e dispersão. A poupança no consumidor dependerá dos
preços de venda, mas não deverá ser inferior à que aqui se apura.
Estudo de um sistema de energia sustentável na Ilha do Pico
66
Estudo de um sistema de energia sustentável na Ilha do Pico
67
6 Conclusões e trabalho futuro
A ilha do Pico, como a generalidade das demais ilhas ultraperiféricas no mundo, é fortemente
dependente de combustíveis fósseis, com elevados custos de insularidade. Este estudo caracterizou as
particularidades dos territórios insulares no que concerne à energia. No caso da ilha do Pico, o seu
sistema eléctrico, isolado, é maioritariamente (86,5%) baseado em energia fóssil gerada numa central
termoeléctrica a nafta/diesel, com custos de instalação e O&M agravados pela insularidade.
No contexto da descarbonização da sociedade e do cumprimento das metas do Acordo de Paris, importa
inverter esta dependência. Este estudo efectuou um levantamento do potencial dos recursos endógenos
energéticos na ilha do Pico, com a finalidade de apurar a viabilidade futura de um sistema eléctrico
100% renovável na ilha, no qual se projectou incluir carros eléctricos. Com base nesse recurso,
procedeu-se à simulação computacional de vários cenários, construídos progressivamente, que prevêem
o forte aumento da penetração de fontes renováveis na rede eléctrica. O cenário mais ambicioso inclui
a electrificação total dos consumos domésticos de energia e da mobilidade rodoviária na ilha, e inclui
um sistema reversível de armazenamento hídrico.
Concluiu-se que a ilha do Pico tem um grande potencial para apresentar um mix energético diversificado,
com destaque para a biomassa residual florestal baseada no incenso, uma espécie invasora, que per se
conseguiria suprir a totalidade do consumo. É, contudo, aconselhável o estabelecimento de um mix
eléctrico diversificado, pelo que se estudaram outras fontes de energia.
É o caso da energia solar-fotovoltaica, que assume um papel importante na produção de energia durante
o período diurno, bastante coincidente com o diagrama de consumo da ilha. A energia eólica é
igualmente importante, embora, devido à orografia do maciço central da ilha, o apuramento do seu
potencial exacto obrigue a um levantamento técnico aprofundado.
Por outro lado, conclui-se que o armazenamento hídrico em lagoas não é vantajoso. Como alternativa,
considerou-se um armazenamento hídrico com a água do mar, implicando a construção de um único
reservatório a montante.
Para a energia das ondas não foi possível realizar ou ter acesso a um levantamento adequado do seu
potencial energético, mas dada a ondulação energética característica do mar dos Açores perspectiva-se
que o seu potencial seja superior ao considerado. Todavia, trata-se de uma tecnologia não madura, com
ainda elevados custos que fazem subir bastante o custo final normalizado da energia. Esta condicionante
levou ao estabelecimento de um cenário que não inclui esta tecnologia.
A principal dificuldade no dimensionamento de sistemas eléctricos isolados 100% renováveis é a gestão
do excesso de energia produzida. De facto, a energia não útil é característica destes sistemas, e neste
trabalho isso não foi excepção. Contudo, no cenário mais completo, incluindo armazenamento hídrico
e mobilidade eléctrica a 100% com capacidade de ajuda à rede, foi possível satisfazer todas as
necessidades de consumo com um mínimo de excedente energético (5,48%). De um ponto de vista
ambiental, as de CO2 são totalmente evitadas (57 kton).
Apesar de a análise energética e ambiental serem pilares importantes na análise, a análise económica é
que dita a exequibilidade prática de um projecto destes. Desse ponto de vista, concluiu-se que existe
viabilidade para a sua implementação, uma vez que o custo normalizado de energia baixa da estimativa
actual de 12,6 para 8,0 c€/kWh, se a energia das ondas for suprimida do portfolio de tecnologias.
Estudo de um sistema de energia sustentável na Ilha do Pico
68
Em suma, o aproveitamento do potencial de fontes renováveis na ilha do Pico para produção de
electricidade que abasteça os consumos tradicionais e os expectados da mobilidade eléctrica é exequível.
Espera-se que este trabalho motive e fomente a mudança no paradigma energético na ilha do Pico.
6.1 Limitações e trabalho futuro
Por motivo de simplificações ou acesso condicionado a dados, o trabalho desenvolvido e a simulação
dos cenários não estão isentos de falhas ou limitações, apontados ao longo do documento e que importa
resumir:
• Recursos disponíveis: a avaliação do potencial energético das ondas ao largo da orla costeira
da ilha do Pico foi condicionada por não ter existido cedência de dados para a construção de uma série
temporal característica; sua correspondente lista de distribuição; não existem ainda estudos técnicos
sobre o potencial geotérmico da ilha;
• Armazenamento hídrico: não se conhecem instalações de armazenamento hídrico reversível
com água do mar similares à proposta, a uma cota de 600 metros com declives acentuados, pelo que o
seu desenvolvimento poderá ser desafiante;
• Consumo doméstico: não existe levantamento sobre hábitos de utilização de águas sanitárias e
de confecção alimentar, impossibilitando a reprodução exacta desses hábitos nos modelos
computacionais;
• Mobilidade eléctrica: não existe estudo sobre os padrões de mobilidade dos habitantes na
Região Autónoma dos Açores, impossibilitando a reprodução exacta desses hábitos nos modelos
computacionais.
Quanto às áreas em que se considera existir margem evolutiva para trabalho futuro, referem-se:
• Realização de novos estudos detalhados sobre o potencial da energia eólica, geotérmica e
biomassa residual florestal;
• Levantamento detalhado dos custos da transformação da central termoeléctrica actual numa de
biomassa florestal residual;
• Implementação de uma central própria para a queima de resíduos sólidos urbanos, ao invés de
solução combinada;
• Estudo detalhado da viabilidade de um sistema de armazenamento hídrico, como o proposto;
• Realização de um inquérito sobre os hábitos de utilização de gás butano para aquecimento de
águas sanitárias e confecção alimentar;
• Levantamento sobre os hábitos de mobilidade da população da ilha;
• Estudo do aproveitamento do excesso de energia para a produção de hidrogénio para
abastecimento de veículos rodoviários e navios;
• Consideração dos custos de licenças de emissão de CO2 na avaliação económica;
• Estudo calendarizado de instalação e início de funcionamento dos novos componentes de um
sistema exclusivamente abastecido por fontes de energia renováveis.
Estudo de um sistema de energia sustentável na Ilha do Pico
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Estudo de um sistema de energia sustentável na Ilha do Pico
79
ANEXOS
Estudo de um sistema de energia sustentável na Ilha do Pico
80
Estudo de um sistema de energia sustentável na Ilha do Pico
81
ANEXO I – Lagoa do Caiado
Estudo de um sistema de energia sustentável na Ilha do Pico
82
Cabeço da Bola
Caldeirinhas
Lagoa do Caiado
Lagoa Sêca
PassagemPONTINHA
C.º da Cruz
846
835
874
851
1008
775
834
816
874
856
793
858
806
983
897
988
955
967
985
872
921934
945
932
845868
853
859
918
933942
943
866
806 796
788
819
808
785 817
811833
802
802813
778
622
605
615
390000
390000
391000
391000
392000
392000
4257
000
4257
000
4258
000
4258
000
Legenda:
Versão Final - Dezembro, 2008
Planta de Síntese
IGeoE, S.C.E., Carta Militar de Portugal, Série M889, Ed. 2000.Graciosa Base SW 1948 UTM Zona 26N
0 10Km
Lagoa do Caiado1:10.000
0 0,2 0,4
Km
Área de IntervençãoZona de ProtecçãoZona Reservada
Plano de Água
Classes e Categorias de EspaçosÁreas Florestais
Floresta de Produção
Floresta de Protecção
Floresta de Regeneração Natural ou ArborizaçãoÁreas de Recreio e Lazer
Áreas de ApoioTrilhos PedonaisPontos de ObservaçãoCaminhos de Acesso à Lagoa
Captação de ÁguaCaminhos Rurais e Florestais
Linhas de ÁguaLagoas
Curvas de NívelPonto Cotado
Vértice Geodésico
Estudo de um sistema de energia sustentável na Ilha do Pico
83
ANEXO II – Lagoa do Paúl
Estudo de um sistema de energia sustentável na Ilha do Pico
84
Achada
Caldeira de Santa Bárbara
CAVEIRO
Lagoa do Paul
Piquete do Caveiro
905
1014
996984 1020
947
933
956
934
935
920
916
1012 1019
957
958
975
972
935
969
944
953
958
942
950949
957
961
961
10441040
1077
944
883
915
875
847
917
834
825
868
957
966974
957
955957
947
962
974
960
932
793
786791789
809
788795
1076
863
863
1061
873
875
864
875871892847
840844
943
862
836
934
912873
855
980
978
973 1031 10421018 1023
1017
1051
790786
797800
795
792
805
828
847
853
848
392000
392000
393000
393000
394000
394000
4254
000
4254
000
4255
000
4255
000
Legenda:
Versão Final - Dezembro, 2008
Planta de Síntese
IGeoE, S.C.E., Carta Militar de Portugal, Série M889, Ed. 2000.Graciosa Base SW 1948 Zona UTM 26N
0 10Km
Lagoa do Paul1:10.000
0 0,2 0,4
Km
Área de IntervençãoZona de ProtecçãoZona Reservada
Plano de Água
Classes e Categorias de EspaçosÁreas Florestais
Floresta de Produção
Floresta de Protecção
Floresta de Regeneração Natural ou ArborizaçãoÁreas de Recreio e Lazer
Áreas de ApoioTrilhos PedonaisPontos de ObservaçãoCaminhos de Acesso à Lagoa
Captação de ÁguaCaminhos Rurais e Florestais
Linhas de ÁguaLagoas
Curvas de NívelPonto Cotado
Vértice Geodésico
Estudo de um sistema de energia sustentável na Ilha do Pico
85
ANEXO III – Lagoa do Capitão
Estudo de um sistema de energia sustentável na Ilha do Pico
86
Curral Queimado
Lagoa do Capitão
LOMBARib.ª
das
Areeiros
802
818
826804
796
832
792
794
805795
783
861
773
846
826
880
852862
778748
754
788
789
778771
775
776
764793
794777
775
773
785
792
826
534
788 785
784
783
835
836
822
794
781
775
775
783
847
754
789
788
795
789
787
792
806
857
856
806
826
844
758
760
776
796800785783
666
615
739
775
779
768
768
763
766
766
784
777 784
783
783
792
733704
720
717
770
783779
788
791789
792
789796
777791
770
766
775
389
378
385
384000
384000
385000
385000
386000
386000
4260
000
4260
000
4261
000
4261
000
4262
000
4262
000
Legenda:
Versão Final - Dezembro, 2008
Planta de Síntese
IGeoE, S.C.E., Carta Militar de Portugal, Série M889, Ed. 2000.Graciosa Base SW 1948 UTM Zona 26N
0 10Km
Lagoa do Capitão1:10.000
0 0,2 0,4
Km
Área de IntervençãoZona de ProtecçãoZona Reservada
Plano de Água
Classes e Categorias de EspaçosÁreas Florestais
Floresta de Produção
Floresta de Protecção
Floresta de Regeneração Natural ou ArborizaçãoÁreas de Recreio e Lazer
Áreas de ApoioTrilhos PedonaisPontos de ObservaçãoCaminhos de Acesso à Lagoa
Captação de ÁguaCaminhos Rurais e Florestais
Linhas de ÁguaLagoas
Curvas de NívelPonto Cotado
Vértice Geodésico
Estudo de um sistema de energia sustentável na Ilha do Pico
87
ANEXO IV – Diagramas de Carga
Estudo de um sistema de energia sustentável na Ilha do Pico
88
Estudo de um sistema de energia sustentável na Ilha do Pico
89
Cenário 1
São apresentados dois diagramas de carga ilustrativos do Cenário 1, sendo que o primeiro apresenta a
semana com maior produção PV, na Figura 5.5, e o segundo com a maior produção das ondas, na Figura
5.6, esta última coincidindo com o período que regista a maior produção das fontes de energia renováveis
ao longo do ano.
Figura 5.5 – Cenário 1: diagrama de carga da semana com maior produção PV.
De acordo com a Figura 5.5, correspondente à semana de 6 a 12 de Junho, o consumo flexível (área
entre o total e simples) adapta-se bastante à energia gerada pelo PV. Por sua vez, a energia proveniente
das ondas é praticamente nula e a eólica apresenta valores relativamente baixos durante a semana,
cabendo à PP termoeléctrica satisfazer quase inteiramente o consumo em algumas alturas, como é o caso
da madrugada de quinta-feira, sábado e domingo, onde não existe produção PV e das ondas, e onde a
produção eólica também é extremamente reduzida. A energia não útil neste caso tende a ser praticamente
toda proveniente de PV, devido à sua elevada produção.
0
2800
5600
8400
11200
14000
Po
tên
cia
[kW
]
Dias
Produção PP termoeléctrica Produção ondas Produção eólicaProdução PV Consumo total Consumo simples
0
3000
6000
9000
12000
15000
Po
tên
cia
[kW
]
Dias
Produção PP termoeléctrica Produção ondas Produção eólica
Produção PV Consumo total Consumo simples
Estudo de um sistema de energia sustentável na Ilha do Pico
90
Figura 5.6 - Cenário 1: diagrama de carga da semana com maior produção das ondas e energia renovável.
Já na Figura 5.6, correspondente à semana de 18 a 24 de Janeiro, mês com maior produção renovável, a
produção PV continua a ser a responsável principal na formatação do consumo flexível. Em comparação
com o diagrama anterior, este destaca-se por existir uma elevada produção de energia eólica e das ondas,
as quais abastecem o consumo em boa medida. Isto é particularmente visível na sexta-feira, em que não
é necessário recorrer à produção PV para suprir o consumo final. Existem ainda alturas em que são
necessários picos de produção da PP termoeléctrica para lidar com as variações bruscas do consumo
(i.e., quinta-feira e domingo de madrugada).
Cenário 2
Apresenta-se na Figura 5.11 o diagrama de carga relativo ao Cenário 2 para semana com maior produção
da PP a biomassa e RSU, e na Figura 5.12 o para a semana com mais CEEP.
Figura 5.11 - Cenário 2: diagrama de carga da semana com maior produção da PP de biomassa e RSU.
A figura acima apresenta o diagrama de carga para semana de 22 a 28 de Agosto, verificando-se que a
PP de biomassa e RSU é responsável pela resposta ao consumo em períodos nocturnos. Nos períodos
diurnos, a resposta ao consumo é dada por um mix de PP de biomassa e RSU e PV. Durante o dia o
consumo é assegurado, mas durante a noite há períodos em que isso não acontece ao longo de toda a
semana.
0
1800
3600
5400
7200
9000
Po
tên
cia
[kW
]
Dias
Produção bio+RSU Produção ondas Produção eólica
Produção PV Consumo final Consumo simples
Estudo de um sistema de energia sustentável na Ilha do Pico
91
Figura 5.12 - Cenário 2: diagrama de carga da semana com maior CEEP.
A figura acima apresenta o diagrama de carga para semana de 9 a 15 de Maio, em que as fontes de
energia renováveis registam um excesso de produção de aproximadamente 101 MW face à importação,
com um pico de produção na segunda-feira de 34 MW. Contudo, existem períodos nocturnos, como na
quinta-feira e na sexta-feira, onde a produção não é suficiente para o consumo gerado, algo que poderia
ser evitado caso existisse um meio de armazenamento. É ainda possível retirar do diagrama alguns
períodos em que a produção da PP de biomassa e RSU é inexistente, devendo-se principalmente a uma
elevada produção das outras fontes de energia renováveis, nomeadamente eólica e PV, como é o caso
de todos os períodos a meio do dia ao longo da semana apresentada.
Cenário 3
Os diagramas de carga relativos ao Cenário 3 apresentam-se na Figura 5.17 e Figura 5.18, a primeira
relativa à semana com valores mais elevados de produção e consumo, em Agosto, e a segunda à semana
com a maior quantidade de energia armazenada no reservatório, em Janeiro.
0
2400
4800
7200
9600
12000P
otê
nci
a [k
W]
Dias
Produção bio+RSU Produção ondas Produção eólica
Produção PV Consumo final Consumo simples
Estudo de um sistema de energia sustentável na Ilha do Pico
92
Figura 5.17 – Cenário 3: diagrama de carga da semana com maior consumo e produção.
Na figura acima, correspondente ao período de 15 a 21 de Agosto, observa-se que, comparativamente
com o Cenário 2, o consumo eléctrico já é suprido na sua totalidade, graças à introdução do
armazenamento hídrico, como é caso da madrugada de quarta-feira, sexta-feira e sábado. Nos períodos
a meio do dia existe ainda excesso de produção face ao consumo final, o qual é inteiramente armazenado,
permitindo uma semana em que toda a energia é aproveitada.
Figura 5.18 – Cenário 3: diagrama de carga da semana com mais energia armazenada.
Na figura acima, por sua vez, corresponde à semana de 18 a 24 de Janeiro, em que o reservatório está
cheio ao longo da semana, com a excepção da madrugada de quinta-feira e sexta-feira e na noite de
domingo. Devido à indisponibilidade do reservatório, o CEEP total nesta semana, dado pela diferença
0
20
40
60
80
100
0
2400
4800
7200
9600
12000
En
ergia
arm
azen
ada
[MW
h]
Po
tên
cia
[kW
]
Dias
Produção bio+RSU Produção ondas Produção eólica
Produção PV Turbinagem Consumo simples
Consumo final Consumo final+bomba Energia armazenada
0
20
40
60
80
100
0
2600
5200
7800
10400
13000
En
ergia
arm
azen
ada
[MW
h]
Po
tên
cia
[kW
]
Dias
Produção bio+RSU Produção ondas Produção eólica
Produção PV Turbinagem Consumo simples
Consumo final Consumo final+bomba Energia armazenada
Estudo de um sistema de energia sustentável na Ilha do Pico
93
entre o consumo final+bomba e consumo final, é de 129,11 MWh, e ocorre durante os períodos de
produção PV. Apesar das fontes de energia renováveis produzirem energia suficiente para suprir o
consumo eléctrico ao longo da semana, verifica-se que a turbina está em funcionamento em períodos
sem produção PV (noite) ou que esta é reduzida (nascer e pôr do Sol).
Cenário 4.2
Os diagramas de carga do Cenário 4.2 são apresentados na Figura 5.23, correspondente à semana com
a produção mais elevada, em Agosto, e pela Figura 5.24, correspondente à semana com menor produção,
em Fevereiro.
Figura 5.23 – Cenário 4.2: diagrama de carga da semana com maior produção.
A semana apresentada na figura acima corresponde ao período entre 1 e 7 de Agosto, verificando-se que
o consumo é suprido na sua totalidade e que ocorre um excesso de produção durante os picos de
consumo. Apesar de imperceptível na figura, a turbina está em funcionamento todos os dias nos
momentos em que a produção PV é reduzida ou nula. Por outro lado, após o funcionamento da turbina,
a bomba repõe o que foi utilizado do armazenamento, normalmente nos picos de produção, verificando-
se assim as variações do armazenamento ao longo da semana. Ainda de acordo com a figura, é possível
observar que o aumento da produção PV é significativo para lidar com a introdução do consumo dos
VEs.
0.00
79.42
158.85
238.27
317.70
397.12
0
3000
6000
9000
12000
15000
En
ergia
arm
azen
ada
[MW
h]
Po
tên
cia
[kW
]
DiasProdução bio+RSU Produção ondas Produção eólicaProdução PV Turbinagem Consumo simplesConsumo final Consumo final+bomba Consumo final+bomba+VEsEnergia armazenada
Estudo de um sistema de energia sustentável na Ilha do Pico
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Figura 5.24 – Cenário 4.2: diagrama de carga da semana com menor produção.
No oposto, a Figura 5.24, representativa da semana de 22 a 28 de Fevereiro, realça uma produção e
consumo mais modestos ao longo da semana, próximos dos 5.000 kWh à noite e dos 12.000 kWh durante
o dia. Comparativamente à Figura 5.24, a turbina e a bomba continuam a ter o mesmo horário de
funcionamento, com o armazenamento a apresentar o mesmo comportamento em ambos os diagramas,
apesar de registar menos energia armazenada, mas diferenciando-se por não existir energia não útil
durante os picos de produção. A energia PV apresenta, novamente, um papel preponderante na resposta
aos picos de consumo, mesmo após a inclusão do consumo dos VEs.
0.00
79.42
158.85
238.27
317.70
397.12
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En
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arm
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ada
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Dias
Produção bio+RSU Produção ondas Produção eólicaProdução PV Turbinagem Consumo simplesConsumo final Consumo final+bomba Consumo final+bomba+VEs
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