autoconsumo e abandono da rede em portugal · year by year, in both industrial and domestic...
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UNIVERSIDADE DE LISBOA
FACULDADE DE CIÊNCIAS
DEPARTAMENTO DE ENGENHARIA GEOGRÁFICA, GEOFÍSICA E ENERGIA
Autoconsumo e abandono da rede em Portugal
Mestrado Integrado em Engenharia da Energia e do Ambiente
Vitor Manuel Fernandes Alves Neiva da Cruz
Dissertação orientada por:
António Manuel Vallêra
2015
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“One resists the invasion of armies; one does not resist the invasion of ideas”,
Victor Hugo
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Abstract
Solar photovoltaic energy, through its versatility and increasingly lower costs, is facing an era of
abundant development and ever greater market penetration. With the global installed capacity growing
year by year, in both industrial and domestic systems, new regulatory frameworks have been adopted in
many different countries.
This study is focused on domestic photovoltaic self-consumption and its implication, in Portugal,
in two different points: a grid defection scenario and the analysis of photovoltaic self-consumption in a
real case scenario, as supported by the Portuguese legislation regarding self-consumption.
The first part, a grid defection scenario by a residential costumer, relying only on a photovoltaic
plus batteries system, was bases on a study published in the United States, by the Rocky Mountain
Institute, having used for this analysis the HOMER Energy ® software. The analysis conducted, has
showed that, with a photovoltaic plus batteries systems, grid parity can be achieved within ten years,
taking into account a sharp drop on photovoltaic systems and an increase of 5%/year in electricity prices
for residential customers.
In the second part, the aim was to analyze a real case scenario of self-consumption in a residence,
from a possible solar photovoltaic system. The data relative to the household electricity consumption
and photovoltaic generation, allowed to estimate that, in the time period studied, it would be likely to
obtain 13% savings in costs related to the household electricity consumption, thanks to 72% self-
consumption of the energy produced, and 28% grid injection. On an annual estimate, a 33%/year savings
were obtained, with only 31% of the electricity produced being self-consumed. However, given the
initial investment onto the photovoltaic system, the IRR would be between -0,9% and 1%, considering
a lifetime of 20 to 25 years for the photovoltaic system and a 22 years payback, in opposition to
Portugal’s Government estimates, much more optimistic concerning photovoltaic self-consumption
viability.
Keywords: self-consumption, Portugal, photovoltaic
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Resumo
A energia solar fotovoltaica, através da sua versatilidade, e cada vez menor custo, encontra-se
numa fase de desenvolvimento e penetração nos mercados acentuada. Com a capacidade mundial
instalada a subir, tanto nos sistemas a nível industrial como nos sistemas a nível doméstico, novos
enquadramentos regulatórios têm vindo a ser criados nos diversos países.
Este trabalho foca-se no autoconsumo fotovoltaico e as suas implicações, em Portugal, a dois
níveis distintos: uma situação de abandono da rede e a análise de um caso real de autoconsumo, tendo
como suporte a legislação portuguesa que regula o autoconsumo.
O primeiro ponto, o abandono da rede pública de energia por parte do consumidor, ficando este
dependente unicamente de um sistema solar fotovoltaico com baterias, baseou-se num estudo publicado
nos Estado Unidos, pelo Rocky Mountain Institute, tendo-se utilizado para essa análise o software
HOMER Energy ®. A análise feita, neste primeiro ponto, determinou que, com um sistema fotovoltaico
com baterias, a paridade com a rede poderá ser alcançada dentro de dez anos, considerando uma
diminuição acentuada nos custos dos sistemas fotovoltaicos, e uma subida de 5%/ano na tarifa da
eletricidade para o consumidor residencial.
No segundo ponto, pretendeu-se analisar um caso real de autoconsumo numa habitação, a partir
de um possível sistema solar fotovoltaico. Os dados obtidos, relativamente ao consumo e produção
fotovoltaica, permitiram estimar que, no período de tempo estudado, seria provável que se obtivesse
uma poupança de 13% nos custos relativos ao consumo elétrico doméstico, resultante de um
autoconsumo de 72% da energia produzida, e de uma injeção na rede de 28%. Numa estimativa anual,
calculou-se que se poderia obter poupanças até 33%/ano, com apenas 31% da energia elétrica produzida
a ser autoconsumida. No entanto, face ao investimento inicial no sistema fotovoltaico, a TIR situar-se-
ia entre os -0,9% e 1%, para um tempo de vida do sistema entre 20 a 25 anos, e um payback de 22 anos,
o que contrasta com as estimativas do Governo de Portugal, muito mais otimistas para a viabilidade do
autoconsumo fotovoltaico.
Palavras-chave: autoconsumo, Portugal, fotovoltaico.
iv
v
Agradecimentos
Em primeiro lugar, gostaria de agradecer ao meu orientador, Professor António Vallêra, pelo
acompanhamento e tempo disponibilizado para a realização desta dissertação. O incentivo e apoio
prestado para o estudo de um tema ainda pouco trabalho foram fundamentais para o bom
desenvolvimento e conclusão deste trabalho. Deixo aqui também um agradecimento pelo estímulo na
procura de novos conhecimentos e métodos de trabalho, essenciais na vida de um estudante e futuro
engenheiro.
Agradeço também aos meus amigos, colegas e companheiros, por toda a amizade, companhia e
conhecimento transmitido ao longo destes anos.
Aos meus pais e irmãos, pela paciência, apoios e oportunidades criadas ao longo de uma vida
académica, para que pudesse sempre alcançar os meus objetivos. Pelos valores e conselhos transmitidos,
algo inestimável e fundamental.
À Joana, minha namorada e melhor amiga, que esteve sempre ao meu lado, disponibilizando toda
a sua companhia, paciência e apoio, nos bons e maus momentos, fundamental para o término desta
dissertação. Obrigado.
“There is no such thing as a 'self-made' man. We are made up of thousands of others. Everyone
who has ever done a kind deed for us, or spoken one word of encouragement to us, has entered into
the make-up of our character and of our thoughts, as well as our success.”
George Matthew Adams
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Índice
1. Introdução ........................................................................................................................................ 1
1.1 Motivação e Objetivo .............................................................................................................. 1
1.2 Estrutura da dissertação ........................................................................................................... 3
2. Contextualização ......................................................................................................................... 4
2.1 Energia Solar Fotovoltaica ...................................................................................................... 4
2.1.1 Panorama mundial e português ....................................................................................... 5
2.2 Autoconsumo......................................................................................................................... 10
2.3 Levelized Cost of Energy e paridade da rede ......................................................................... 12
2.4 Abandono da rede .................................................................................................................. 15
2.5 Enquadramento Legal Português ........................................................................................... 16
2.6 Sistema Elétrico Português .................................................................................................... 17
2.6.1 Caracterização Sistema Elétrico Português ................................................................... 17
2.6.2 Caracterização da Procura em Baixa Tensão Normal ................................................... 18
2.6.3 Tarifas e Preços da eletricidade ..................................................................................... 22
3. Abandono da rede .......................................................................................................................... 26
3.1 Metodologia e pressupostos .................................................................................................. 27
3.1.1 Perfil de Consumo ......................................................................................................... 27
3.1.1.1 Diagrama de carga ..................................................................................................... 30
3.1.2 Localização geográfica .................................................................................................. 33
3.1.3 Preço de eletricidade ..................................................................................................... 34
3.1.4 Sistema solar fotovoltaico ............................................................................................. 36
3.1.5 Sistema de armazenamento de energia .......................................................................... 39
3.1.6 Custo de capital ............................................................................................................. 41
3.2 Simulação .............................................................................................................................. 41
3.2.1 Caso base – Sistema Fotovoltaico + Sistema Armazenamento ..................................... 41
vii
3.2.1.1 Paridade da Rede ....................................................................................................... 45
3.2.2 Caso base – Sistema Fotovoltaico + Sistema de Armazenamento + Gerador ............... 47
3.2.2.1 Gerador ...................................................................................................................... 47
3.2.2.2 Combustível............................................................................................................... 48
3.2.2.3 Caso base ................................................................................................................... 49
3.2.2.4 Paridade da rede ........................................................................................................ 54
3.2.2.4.1 Otimização do Sistema ........................................................................................ 55
3.3 Discussão ............................................................................................................................... 58
4. Autoconsumo – Análise de um caso real ...................................................................................... 60
4.1 Decreto-Lei ............................................................................................................................ 61
4.2 Metodologia........................................................................................................................... 63
4.2.1 Medição do consumo elétrico doméstico ...................................................................... 63
4.2.1.1 Constante de Calibração ............................................................................................ 64
4.2.2 Medição da variabilidade solar ...................................................................................... 68
4.2.2.1 Características das células fotovoltaicas ................................................................... 68
4.2.2.2 Construção do medidor ............................................................................................. 70
4.3 Análise de Resultados ........................................................................................................... 72
4.3.1 Consumo elétrico doméstico ......................................................................................... 72
4.3.2 Variabilidade solar ........................................................................................................ 75
4.3.3 Custos e proveitos ......................................................................................................... 76
4.4 Discussão ............................................................................................................................... 86
5. Referências .................................................................................................................................... 89
viii
Índice de Figuras
Figura 1 - Custo de produção da eletricidade fotovoltaica comparativamente a outras fontes[1] ........... 5
Figura 2 - Evolução global da capacidade instalada anualmente[1] ....................................................... 5
Figura 3 - Evolução global da capacidade cumulativa instalada[1] ........................................................ 6
Figura 4 - Previsão para os custos de projetos fotovoltaicos [2013 USD/W][2]..................................... 7
Figura 5 - Extrapolação da curva de aprendizagem para o preço dos módulos fotovoltaicos[3] ............ 7
Figura 6 - Comparação de custos fotovoltaicos nos Estados Unidos da América e Alemanha[4] .......... 8
Figura 7 - Contributo das fontes de energia renováveis para o consumo de energia final, no ano de
2013[5] .................................................................................................................................................... 9
Figura 8 - Produção anual renovável em Portugal[5] ............................................................................ 10
Figura 9 - Potência instalada em GW, de fontes de energia renovável em Portugal[5] ........................ 10
Figura 10 - Desenvolvimento de projetos fotovoltaicos: custos administrativos, duração e tempo de
espera[12] .............................................................................................................................................. 14
Figura 11 - Distribuição do LCOE da eletricidade fotovoltaica na Europa[10] .................................... 14
Figura 12 - Mapa de Comparação de preços em 2014[10].................................................................... 15
Figura 13 - Repartição dos clientes do Comercializador de Ultimo Recurso em BTN (<=20,7 kVA e
>2,3 kVA) [19] ...................................................................................................................................... 19
Figura 14 - Distribuição de clientes, por opção tarifária e por escalão de potência, no Comercializador
de Ultimo Recurso ................................................................................................................................. 20
Figura 15 - Repartição dos clientes no mercado liberalizado em BTN (<=20,7 kVA e >2,3 kVA)[19]21
Figura 16 - Composição das Tarifas de Venda a Clientes Finais no mercado regulado[22] ................. 23
Figura 17 - Estrutura de tarifas no mercado livre[21] ........................................................................... 23
Figura 18 - Custos de Interesse Económico Geral[25] .......................................................................... 24
Figura 19 - Evolução das tarifas de Venda a clientes Finais em Portugal Continental (preços constantes
de 2014) ................................................................................................................................................. 25
Figura 20-Distribuição de consumidores .............................................................................................. 28
Figura 21 - Diagrama de carga (Dia de semanal típico para certos meses do ano) ............................... 32
Figura 22 - Diagrama de carga (Fim de semana típico para certos meses do ano) ............................... 32
Figura 23 - Irradiação Solar em Lisboa ................................................................................................. 34
Figura 24 - Custo real da eletricidade.................................................................................................... 36
Figura 25 - Preços médios de instalação para sistemas fotovoltaicos <= 10 kW, 2010-2012[39] ........ 37
Figura 26 - Preços para sistemas fotovoltaicos na Europa (Preços em libras britânicas 2011)[44] ...... 37
Figura 27 - Evolução dos custos dos sistemas fotovoltaicos - Preços constantes de 2015 ................... 38
Figura 28 - Considerações para os custos das baterias ião-lítio – Preços constantes de 2015 .............. 40
Figura 29 - Produção elétrica em excesso nos meses de Agosto e Dezembro ...................................... 44
Figura 30 - Estado de carga médio do sistema de armazenamento ....................................................... 44
ix
Figura 31 - Produção elétrica do sistema fotovoltaico .......................................................................... 45
Figura 32 - Estado de carga do sistema de armazenamento .................................................................. 45
Figura 33 - Paridade com a rede (Sistema fotovoltaico + Sistema de Armazenamento ........................ 46
Figura 34 - Curva de consumo estimada do gerador[56],[55], [59],[57] .............................................. 48
Figura 35 - Curva de eficiência do gerador ........................................................................................... 48
Figura 36 - Projeções para o preço da gasolina - Inflação 0%, preços constantes ao ano de 2015 ....... 49
Figura 37 - Produção elétrica em excesso nos meses de Agosto e Dezembro ...................................... 50
Figura 38 - Estado de carga médio do sistema de armazenamento ....................................................... 51
Figura 39 - Produção elétrica do sistema fotovoltaico .......................................................................... 51
Figura 40 - Estado de Carga do sistema de armazenamento ................................................................. 52
Figura 41 - Potência do gerador nos vários meses do ano .................................................................... 53
Figura 42 - Produção do sistema fotovoltaico nos vários meses do ano ............................................... 53
Figura 43 - Paridade com a rede (Sistema PV + Sistema de Armazenamento + Gerador) ................... 54
Figura 44 - Curva de eficiência do gerador otimizado .......................................................................... 56
Figura 45 - Curva de consumo do gerador otimizado ........................................................................... 56
Figura 46 - Paridade com a rede entre os diversos sistemas considerados ............................................ 57
Figura 47-Diagrama de produção e consumo utilizado no documento de promoção ao Decreto-Lei
153/2014[63] ......................................................................................................................................... 62
Figura 48 - Vista do sensor no quadro elétrico da habitação ................................................................. 64
Figura 49 - Montagem para determinação da constante de calibração .................................................. 66
Figura 50 - Dados obtidos para calibração do medidor em Arduíno ..................................................... 66
Figura 51 - Representação esquemática do modelo base para a construção do sensor[64] .................. 67
Figura 52- Código base utilizado em Arduíno[64] ................................................................................ 67
Figura 53 - Características técnicas do sensor de corrente utilizado[66] .............................................. 68
Figura 54 - Curva IV típica[72] ............................................................................................................. 69
Figura 55 - Curva IV das células fotovoltaicas utilizadas no medidor .................................................. 71
Figura 56 - Curva da potência em função da tensão das células fotovoltaicas...................................... 71
Figura 57- Consumo elétrico, dia 1 de Janeiro de 2015, entre as 12:45 e 13:00 ................................... 73
Figura 58 - Consumo elétrico ao longo do dia 3 de Janeiro de 2015 .................................................... 73
Figura 59 - Consumo elétrico, no dia 5 de Janeiro de 2015 entre as 15:30 e as 18:30 .......................... 74
Figura 60 - Variabilidade solar, dia 1 de Janeiro entre as 12:45 e as 13:00 .......................................... 75
Figura 61 - Variabilidade solar, dia 3 de Janeiro ................................................................................... 75
Figura 62 - Variabilidade solar, dia 5 de Janeiro entre as 15:30 e as 18:30 .......................................... 76
Figura 63 - Consumos e produções elétricas na habitação .................................................................... 77
Figura 64 - Comparação entre consumo doméstico e consumo doméstico com autoconsumo, no dia de
1 Janeiro de 2015 ................................................................................................................................... 78
x
Figura 65 - Comparação entre consumo doméstico e consumo doméstico com autoconsumo, no dia de
3 Janeiro de 2015 ................................................................................................................................... 78
Figura 66 - Comparação entre consumo doméstico e consumo doméstico com autconsumo, no dia 5 de
Janeiro de 2015 ...................................................................................................................................... 79
Figura 67 - Aproveitamento da produção elétrica ................................................................................. 81
Figura 68 - Consumo doméstico diário estimado para cada estação do ano ......................................... 83
Figura 69 - Produção fotovoltaica diária estimada para cada estação do ano ....................................... 84
xi
Índice de Tabelas
Tabela 1 - Consumo referido à produção líquida [GWh][18] ............................................................... 18
Tabela 2 - Quantidades consideradas para o cálculo da Tarifa Transitória de Venda a Clientes Finais[19].
............................................................................................................................................................... 20
Tabela 3 - Quantidades consideradas para o cálculo da tarifa aplicáveis a clientes no mercado
liberalizado ............................................................................................................................................ 22
Tabela 4 - Número de consumidores por potência contratada e opção tarifária[19] ............................. 28
Tabela 5 - Consumo de energia elétrica, por opção tarifária, para clientes do CUR............................. 29
Tabela 6 - Consumo de energia elétrica, por opção tarifária, no Mercado Livre .................................. 29
Tabela 7 - Consumo agregado de energia elétrica, por opção tarifária ................................................. 30
Tabela 8 - Excerto de tabela com valores determinados para diagrama de carga ................................. 31
Tabela 9 - Irradiação Solar em Lisboa (Latitude: 38,5ºN, Long: 9,1ºW, Altitude: 5 m)....................... 33
Tabela 10 - Parâmetros considerados com influência no sistema fotovoltaico ..................................... 39
Tabela 11 - Parâmetros relativos ao sistema de armazenamento .......................................................... 40
Tabela 12 - Resultados para definição de caso base .............................................................................. 42
Tabela 13 - Levelized Cost of Electricity (LCOE) [€/kWh] ................................................................. 43
Tabela 14 - Resultados para determinação de caso base ....................................................................... 50
Tabela 15 - Pressupostos considerados para o exemplo 1, na apresentação da legislação para o
autoconsumo[63] ................................................................................................................................... 62
Tabela 16 - Pressupostos considerados para o exemplo 2, na apresentação da legislação para o
autoconsumo[63] ................................................................................................................................... 63
Tabela 17 - Consumos e Proveitos energéticos ..................................................................................... 77
Tabela 18 - Custos e proveitos monetários............................................................................................ 80
Tabela 19 - Custos e proveitos energéticos e monetários ...................................................................... 85
xii
Abreviaturas e Símbolos
AT Alta Tensão
BoS Balance of System
BTN Baixa Tensão Normal
CUR Comercializador de Ultimo Recurso
ERSE Entidade Reguladora dos Serviços Energéticos
IEE Intelligent Energy Europe Programme
LCOE Levelized Cost of Energy
MAT Muito Alta Tensão
MT Média Tensão
OMIE Operador Mercado Ibério de Energia
PPA Private Purchase Agreement
RESP Rede Elétrica de Serviço Publico
RNT Rede Nacional de Transporte de Eletricidade
SEN Sistema Elétrico Nacional
TIR Taxa Interna de Retorno
UPAC Unidade de Produção para Autoconsumo
UPP Unidade de Pequena Produção
VAL Valor Atual Liquido
xiii
1
1. Introdução
A energia solar fotovoltaica, representa uma oportunidade de desenvolvimento tecnológico dos
países, com benefícios sociais e económicos para as suas populações. À semelhança das restantes
energias renováveis, esta fonte de energia limpa e não poluente é um mecanismo para alcançar as
diversas metas com que as mais variadas instituições internacionais se comprometeram, nomeadamente
o Protocolo de Quioto e o Plano Europeu 2020. Este último elenca três objetivos principais ao nível do
clima e política energética: reduzir as emissões de gases com efeito de estufa em 20%, aumentar a
penetração de energias renováveis no consumo final de energia para 20% e aumentar os níveis de
eficiência energética em 20%.
Neste âmbito, a energia solar apresenta características que incentivam fortemente o
desenvolvimento tecnológico do lado da procura e do lado das redes elétricas, exibindo também um
potencial disruptivo com o modo tradicional de operação das utilities1 e utilizadores dos respetivos
sistemas elétricos nacionais. Sendo uma forma de produzir energia elétrica a partir de uma fonte comum
a toda o planeta, o Sol, com maior ou menor potencialidade dependendo da zona do globo, as mudanças
que provoca num determinado mercado ou país são passíveis de se repercutirem noutros.
Este trabalho pretende focar-se nas alterações que a energia solar fotovoltaica provocará no
paradigma atual ao nível do consumo de energia, em Portugal.
1.1 Motivação e Objetivo
A presente dissertação aborda dois pontos fundamentais na penetração dos sistemas fotovoltaicos
residenciais no mercado português: o possível desligamento da rede, devido à diminuição de custos
destes sistemas acompanhado por um aumento do preço da eletricidade da rede elétrica e uma análise a
um caso real de autoconsumo fotovoltaico, tendo como base o novo decreto-lei que regula a produção
de eletricidade destinada ao autoconsumo e perceber quais as suas implicações ao nível do autoconsumo.
O desenvolvimento do mercado fotovoltaico, quer a nível mundial, quer em Portugal, como
resultado do aumento de eficiência dos sistemas e da descida acentuada dos seus custos de produção e
preço de venda ao consumidor final, tem criado uma tendência de introdução destes sistemas nas
habitações, de forma a permitir que os consumidores domésticos produzam a sua própria energia.
1 Optou-se por utilizar este anglicismo, utility, por dificuldade em encontrar um termo português
que sintetize o conceito de entidade que preta um serviço publico de disponibilização generalizada de
um bem como a energia elétrica.
2
Esta tendência, já bastante presente em países como a Alemanha ou os Estados Unidos da
América, com os seus mecanismos particulares de produção descentralizada de eletricidade, tem criado
alguns problemas aos reguladores e operadores da rede, nomeadamente ao nível dos incentivos e
subsídios que devem ser atribuídos à energia solar fotovoltaica e das capacidades tecnológicas das redes
elétricas para incorporarem este tipo de produção. As alterações e impactos que a produção
descentralizada de energia solar fotovoltaica gera no modelo de negócios dos principais agentes do
sector elétrico, quer na produção quer na venda de energia elétrica, deve também ser levado em conta
como inevitável num futuro próximo.
Tendo como base um trabalho realizado pelo Rocky Mountain Institute, denominado “The
Economics Of Grid Defection - When And Where Distributed Solar Generation Plus Storage Competes
With Traditional Utility Service”, nesta dissertação pretende-se aplicar este tipo de análise ao mercado
português, através da utilização do software HOMER ENERGY e tentar perceber se existe viabilidade
para um desligamento total da rede elétrica portuguesa, passando o consumidor a produzir a sua própria
energia através de um sistema fotovoltaico com baterias. Um tópico ainda pouco explorado pelos
agentes e intervenientes do sector fotovoltaico em Portugal, que se têm focado apenas no autoconsumo.
Pretende-se também analisar o custo de produção dessa energia, o Levelized Cost of Energy
(LCOE), e determinar quando será atingida a paridade com a rede elétrica pública mediante as
condicionantes consideradas nesse estudo. Será também alvo de análise e discussão as implicações que
possam advir dos resultados obtidos, nomeadamente em relação ao preço de venda da eletricidade
praticada pelos comercializadores, o impacto que poderá a vir a ter na perda de consumidores e as
consequências que uma perda de receitas poderá ter para as utilities.
O segundo objetivo desta dissertação é a análise de um caso real de autoconsumo. Medindo o
consumo elétrico de uma habitação e a variabilidade solar no local, de forma a estimar uma produção
fotovoltaica, pretende-se analisar as reduções de consumo passíveis de existirem assim como possíveis
compensações económicas provenientes do consumo elétrico evitado e da remuneração obtida pela
venda do excedente de produção elétrica. Será também alvo de análise o decreto-lei que regula
atualmente o autoconsumo, assim como os exemplos utilizados pelo Governo Português para situações
de autoconsumo fotovoltaico ao abrigo do novo decreto-lei, tentando perceber se a construção e a ideia
que se encontra patente na elaboração do decreto-lei terá sido a mais benéfica do ponto de vista do
consumidor.
3
1.2 Estrutura da dissertação
Esta dissertação encontra-se dividida em três capítulos principais:
No Capítulo 2, podemos encontrar uma contextualização à dissertação, elaborando sobre o
estado do sector fotovoltaico a nível mundial e em Portugal, como tem evoluído a potência
instalada, a produção fotovoltaica e os custos dos sistemas fotovoltaicos. É aclarado o que se
encontra subjacente ao autoconsumo, e conceitos como o LCOE, a paridade da rede e abandono
da rede. Nos seguintes subcapítulos são tratados o enquadramento legal português e o novo
decreto-lei que regula a produção fotovoltaica descentralizada destinada ao autoconsumo, e a
caracterização do sistema elétrico português. Esta será desconstruída na caracterização da
procura e o que se encontra subjacente à composição das tarifas e preços da eletricidade.
No Capítulo 3, será analisada uma situação de abandono da rede, explicitando a metodologia
associada a análise que será feita, e as conclusões obtidas nesse estudo através da utilização do
software HOMER ENERGY.
No Capítulo 4, será tratado a análise de um caso real de autoconsumo, expondo a metodologia
que foi seguida relativamente à construção dos aparelhos de medição do consumo e da
variabilidade solar, sendo igualmente apresentados os resultados energéticos e económicos
obtidos numa possível situação de autoconsumo.
4
2. Contextualização
2.1 Energia Solar Fotovoltaica
A energia solar fotovoltaica representou do ponto de vista energético e ambiental, um momento
de viragem a nível global. Pela simplicidade do processo que permite converter a radiação solar em
eletricidade e pelo facto de ser proveniente do recurso mais abundante do planeta, o Sol, cedo se
compreendeu toda a sua potencialidade.
Desde a apresentação, pelos Bell-Labs, em 1954, da primeira célula fotovoltaica moderna, que a
tecnologia solar fotovoltaica tem sido sucessivamente melhorada, sendo nos dias de hoje uma das
tecnologias de produção de eletricidade a partir de fontes renováveis em maior crescimento a nível
mundial. A sua versatilidade de implementação e distribuição geográfica generalizada, aliada ao facto
de ser uma forma de produção de energia limpa, sem emissões poluentes, favorece o crescimento e a
penetração desta tecnologia nos diferentes mercados.
Os sistemas solares fotovoltaicos podem, hoje em dia, ser encontrados nos mais variados lugares.
Através de sistemas isolados, ou seja, sem ligação a uma rede elétrica, fornecendo eletricidade a zonas
rurais em países com dificuldades estruturais ao nível das redes elétricas ou nos países mais
desenvolvidos, através de grandes instalações para produção centralizada de energia, ou integrada em
edifícios de serviços e habitações, em instalações de menor escala, esta tecnologia apresenta um
crescimento acentuado e uma penetração mundial cada vez maior.
Graças às melhorias ao nível da eficiência dos sistemas fotovoltaicos, e à forte diminuição dos
custos dos mesmos, com os preços atuais dos sistemas fotovoltaicos acima de 1 MW abaixo de 1
€/Wp[1], esta forma de produção de eletricidade prepara-se para se tornar definitivamente numa das
principais formas de produção de energia a nível mundial, hoje também pelo seu baixo custo de
produção de energia.
5
Figura 1 - Custo de produção da eletricidade fotovoltaica comparativamente a outras fontes[1]
2.1.1 Panorama mundial e português
O sector fotovoltaico tem apresentado a nível mundial um forte crescimento de ano para ano,
tendo atingido os 40 GW instalados no ano de 2014, enquanto no ano de 2013 tinham sido instalados
37 GW [1], perfazendo uma capacidade total mundial de 178 GW.
Figura 2 - Evolução global da capacidade instalada anualmente[1]
6
Os principais mercados mundiais, e os países onde o sector fotovoltaico mais cresceu também se
têm alterado nos últimos anos. Em relação ao ano de 2014, os três principais mercados foram a China,
Japão e os Estados Unidos, sendo que a nível europeu o Reino Unido tornou-se pela primeira vez o líder
de mercado com 2,4 GW instalados. A capacidade instalada na Europa, apesar de continuar a ser a região
com maior capacidade cumulativamente instalada tem vindo, desde o ano de 2011, a diminuir
anualmente muito devido ao aparecimento de variados problemas a nível financeiro, um pouco por todo
o continente europeu, o que resultou numa diminuição dos apoios estatais às energias renováveis. Ao
invés, o mercado fotovoltaico noutras regiões do globo, principalmente na China e na região da Ásia,
Pacifico e Austrália (APAC), tem conhecido um crescimento muito positivo, sendo esta região uma das
principais responsáveis pelo aumento da capacidade mundial instalada nos últimos anos.
Figura 3 - Evolução global da capacidade cumulativa instalada[1]
O forte desenvolvimento deste sector, a constante evolução das tecnologias e a sua cada vez maior
acessibilidade, tem resultado numa descida de preços em toda a cadeia de valor dos sistemas solares
fotovoltaicos. Com os custos dos módulos fotovoltaicos, principalmente nos módulos de silício
cristalino, a apresentar descidas fortes e atingir um certo ponto de estagnação, as oportunidades de
descida nos custos totais dos sistemas começam a aparecer nos restantes componentes. Existe a
expectativa que, nos próximos anos, a descida dos preços nos sistemas fotovoltaicos possam vir a dever-
se menos ao decréscimo dos custos dos painéis fotovoltaicos e mais à descida dos custos burocráticos,
como questões de licenciamento dos projetos, bem como dos inversores e dos outros componentes do
sistema, e dos custos de instalação.
7
Figura 4 - Previsão para os custos de projetos fotovoltaicos [2013 USD/W][2]
Figura 5 - Extrapolação da curva de aprendizagem para o preço dos módulos fotovoltaicos[3]
A título de exemplo, os inversores têm apresentado diminuições de custos bastante
impressionantes, passando de custos à volta de 1 €/Wp em 1990, para 0,1 €/Wp em 2014[3], com
expectativas para que os preços para o ano de 2050 atinjam os 21 a 42 €/kW.
Relativamente a outros componentes dos sistemas fotovoltaicos, os custos do “balance of system”
(BoS), que incorpora todos os custos do sistema, exceto o módulo, incluem a infraestrutura, ligação à
rede, instalação e montagem, margens financeiras e o inversor, sendo que este último representa uma
grande fatia dos custos BoS. Estes custos, também poderão ser alvo de reduções e contribuir para a
diminuição dos custos totais do sistema, estando previstas reduções entre 39% a 65% para o BoS, com
diminuição de custos bastante fortes na infraestrutura, ligação à rede, cablagem em DC, instalação e
estruturas de montagem.[3]
8
Esta tem sido uma preocupação constante, visto que alguns mercados, como os Estados Unidos,
ainda apresentam um alto potencial de redução dos custos relacionados com licenças, e inspeções e
ligações à rede, sendo hoje em dia um dos principais focos para a diminuição dos custos associados aos
sistemas fotovoltaicos.
Figura 6 - Comparação de custos fotovoltaicos nos Estados Unidos da América e Alemanha[4]
No que concerne à importância das fontes de energia renovável, na produção elétrica no nosso
país, Portugal apresenta uma incorporação de fontes renováveis de eletricidade na produção total elétrica
elevada. No ano de 2012, 54,7% da produção elétrica total foi proveniente de fontes renováveis de
energia, correspondentes a 29 187 GWh, o que colocou Portugal como o quarto país da União Europeia
com maior incorporação de renováveis. Relativamente ao contributo das renováveis no consumo de
energia final, no ano de 2013, esta foi de 29%, com forte contributo da biomassa[5].
9
Figura 7 - Contributo das fontes de energia renováveis para o consumo de energia final, no ano de
2013[5]
Quanto ao sector fotovoltaico em particular, em Portugal, a produção de eletricidade a partir dos
sistemas fotovoltaicos tem vindo a apresentar um crescimento sustentado tendo atingido um total de 626
GWh no ano de 2014, como resultado do aumento da potência instalada que tem existido nos últimos
ano. Esta tecnologia foi, em termo relativos, a que mais cresceu entre 2006 e 2014, apresentando neste
momento uma potência instalada de cerca de 424 MW[5].
O setor da micro e miniprodução fotovoltaica, também tem ostentado um crescimento assinável,
desde a entrada em vigor do decreto-lei 363/2007 de 2 de Novembro e do decreto-lei 34/2011 de 8 de
Março, tendo sido obtida uma produção de 83 MWh, no ano de 2014, produto de uma potência instalada
de 65 kW. A maioria da produção fotovoltaica é proveniente da região do Alentejo, responsável por
38% da produção fotovoltaica nacional, sendo nesta região que se encontram instaladas as maiores
centrais fotovoltaicas do país, que perfazem um total de 140 MW instalados.
10
Figura 8 - Produção anual renovável em Portugal[5]
Figura 9 - Potência instalada em GW, de fontes de energia renovável em Portugal[5]
2.2 Autoconsumo
O autoconsumo fotovoltaico é um mecanismo de incentivo e de utilização da energia proveniente
de sistemas solares fotovoltaicos, cada vez mais comum na Europa e incentivado pela Comissão
Europeia. Este modelo baseia-se na premissa de que a paridade com a rede já é ou está perto de ser uma
realidade em alguns países. Ou seja, que o custo de produção da energia a partir de sistemas fotovoltaicos
iguala ou é inferior ao custo da eletricidade comprada à rede.
De acordo com a Comissão Europeia, no seu relatório intitulado “Best practices on Renewable
Energy Self-Consumption”, estima-se que possam ser alcançadas taxas de autoconsumo na ordem dos
30%[6], sem incluir sistemas de armazenamento, ressalvando que os problemas que o excesso de injeção
de eletricidade fotovoltaica na rede possa criar poderão ser resolvidos através da introdução de “smart
grids”.
11
Além disso, realça que a introdução do mecanismo de autoconsumo é, por si só, um fator de
desenvolvimento de diversas tecnologias, nomeadamente ao nível da resposta no lado da procura,
criando e melhorando tecnologias de eletrodomésticos inteligentes e mecanismos de resposta e gestão
da rede adequados e com capacidade de gestão nas horas de picos de consumo. O sector das tecnologias
de armazenamento também beneficiaria com a introdução do autoconsumo, visto que as baterias
apresentam um potencial de aumento do autoconsumo de 30% para 45% a 75%. O desenvolvimento e
criação de incentivos para este tipo de sistema contribuirão para o desenvolvimento de baterias com
maiores capacidades e eficiências, e para uma baixa do preço destes sistemas, como se tem verificado.
O potencial dos sistemas fotovoltaicos residenciais para alcançar a paridade com a rede deve-se ao
aumento dos preços da eletricidade e ao declínio do das baterias, estando no entanto muito dependentes
do tipo de sistema de armazenamento que é utilizado[7].
A produção descentralizada de energia, através de sistemas fotovoltaicos residenciais, com o
objetivo do consumo ser feito no próprio local da produção ou nas imediações, tem que contabilizar
também que o excesso de produção elétrica terá que ser injetada na rede. Esse excesso de produção deve
ser remunerado e valorizado, existindo diversos tipos de mecanismos que o fazem, ou criando incentivos
para que o autoconsumo seja valorizado ao invés da injeção de energia na rede.
A Alemanha, país líder e pioneiro na introdução deste tipo de sistemas e mecanismos, aplicou até
ao ano de 2012 uma tarifa premium, que se designa habitualmente por tarifa feed-in. O modelo passava
por pagar ao consumidor um tarifa acima do preço de venda da eletricidade quando a taxa de
autoconsumo era superior à tabelada. Contudo, o rápido declínio dos preços dos sistemas e o aumento
das instalações levou o governo alemão a abandonar este mecanismo[8].
O net metering2 também é um mecanismo comum, sendo inclusivamente o mecanismo padrão
nos Estados Unidos da América e Austrália, e que passa pela injeção do excedente de produção elétrica
na rede, criando um “banco de energia” que poderá a vir a ser utilizado no futuro, fazendo-se na fatura
final o acerto do consumo. Em termo mais leigos, sob o esquema de net metering, temos em cada
habitação um contador de eletricidade que andará para trás à medida que a injeção de eletricidade for
feita na rede [9]. Neste momento, o mecanismo de net metering é utilizado em diversos países europeus,
como a Bélgica, Itália, Grécia ou Polónia, como ligeiras variações nas remunerações pela eletricidade
produzida que possam existir.
O autoconsumo tradicional pressupõe como matriz principal a produção de energia elétrica para
consumo no local, sendo que o excesso de energia será vendido ao preço de mercado ou próximo desse.
Este mecanismo é o que encontramos atualmente em vigor em Portugal, e que países como Croácia,
2 Optou-se por utilizar este anglicismo, net metering, visto que não existe neste momento um termo
português, que o substitua. Este termo é inclusivamente utilizado, pelas entidades portuguesas do sector
fotovoltaico, para se referirem a este esquema de consumo.[78][79][80]
12
Alemanha, Finlândia, Áustria ou Reino Unido têm atualmente em vigor, com ligeiras variações que
podem incluir a existência de PPAs ou o pagamento de tarifas feed-in premium.
2.3 Levelized Cost of Energy e paridade da rede
O Levelized Cost of Energy (LCOE) é o valor da eletricidade produzida por uma fonte específica
para alcançar o ponto de equilíbrio considerando todo o tempo de vida do projeto. É uma variável
económica que determina o custo de produção de energia incluindo todos os custos ao longo do tempo
de vida do sistema, o que inclui o investimento inicial, operações e manutenção, custo de combustível e
custo de capital.[10]
A fórmula utilizada para calcular o LCOE é dada por:
𝐿𝐶𝑂𝐸 =∑
𝐼𝑡 + 𝑀𝑡 + 𝐹𝑡
(1 + 𝑟)𝑡𝑛𝑡=1
∑𝐸𝑡
(1 + 𝑟)𝑡𝑛𝑡=1
(1)
Onde,
It são as despesas com capital no ano t;
Mt são as despesas de operações e manutenção no ano t;
Ft representa as despesas com combustível no ano t;
Et é a eletricidade produzida no ano t;
r representa a taxa de desconto;
N é o período de investimento em anos.
A fórmula para o cálculo do LCOE utilizada pelo software HOMER ® é:
𝐶𝑂𝐸 =
𝐶𝑎𝑛𝑛,𝑡𝑜𝑡 − 𝐶𝑏𝑜𝑖𝑙𝑒𝑟𝐻𝑠𝑒𝑟𝑣𝑒𝑑
𝐸𝑠𝑒𝑟𝑣𝑒𝑑
(2)
Onde,
Cann,tot representa o custo total anualizado do sistema [$/ano];
Cboiler representa o custo marginal da caldeira [$/kWh];
Hserved representa a carga térmica total fornecida;
Eserved representa a carga total elétrica fornecida [kWh/ano].
13
“O segundo termo no numerador é a porção do custo anualizado que resulta do fornecimento da
carga térmica. Em sistemas onde não existe carga térmica, este termo é zero.”[11] Este é o caso da
energia solar fotovoltaica, na qual o “combustível” é evidentemente gratuito.
Muitos estudos e trabalhos de investigação têm sido desenvolvidos para determinar o LCOE ou a
paridade com a rede nos sistemas fotovoltaicos tradicionais. Contudo, os mais relevantes para o sector
têm sido desenvolvidos por grupos de trabalho europeus, apoiados pela Comissão Europeia. Estes
grupos são responsáveis por projetos como o PV GRID Project[12], que teve como objetivo contribuir
para a identificação de barreiras burocráticas que impedem ou atrasam a integração da eletricidade
fotovoltaica nas redes de distribuição elétricas, desenvolvido com o apoio do IEE (Intelligent Energy
Europe Programme).
Neste estudo, foram identificados os diversos obstáculos que impedem uma melhor integração
dos sistemas fotovoltaicos, principalmente ao nível industrial, como dificuldades ao nível legislativo,
falta de incentivos fiscais e esquemas de apoio à instalação, principalmente em países como Itália,
Espanha ou Portugal. No que toca ao sector dos sistemas fotovoltaicos residenciais e comerciais, o
estudo conclui que estes dois tipos de sistemas apresentam um franco crescimento a nível europeu, com
exceção em alguns países como Espanha, República Checa e Bulgária.
O estudo também elenca diversas melhorias e medidas que podem ser tomadas, das quais importa
destacar o destaque dado ao autoconsumo. De acordo com os autores do projeto, o autoconsumo pode
“trazer benefícios para todo o sistema, visto que reduz a eletricidade que necessita de ser distribuída
pela rede.” É realçada a importância que o autoconsumo assume nas horas de pico, principalmente
quando a geração a partir destes sistemas fotovoltaico é efetuada nas imediações dos locais de consumo,
sendo ainda recomendado que países sem enquadramento legal para a produção de energia destinada ao
autoconsumo o implementem rapidamente.
O estudo apresenta também uma visão particular sobre o mercado português, anterior à introdução
do decreto-lei 153/2014, que regula o autoconsumo. À data, as conclusões alcançadas sobre o tempo de
demora e custos para implementações de sistemas fotovoltaicos encontram-se demonstradas na Figura
10.
14
Figura 10 - Desenvolvimento de projetos fotovoltaicos: custos administrativos, duração e tempo de
espera[12]
Outro grupo de trabalho importante é o PVParity, “responsável pela identificação e promoção de
medidas que possam complementar ou suportar os mecanismos de apoios existente às instalações
fotovoltaicas na Europa”[13].
Figura 11 - Distribuição do LCOE da eletricidade fotovoltaica na Europa[10]
15
Figura 12 - Mapa de Comparação de preços em 2014[10]
2.4 Abandono da rede
O abandono da rede, ou grid defection em inglês, é um assunto em debate em diversos países que
começam a apresentar um desenvolvimento no sector fotovoltaico que ameaça colocar em causa o
modelo de negócio das utilities e comercializadores tradicionais de energia elétrica.
Nos Estados Unidos, onde o sector fotovoltaico residencial tem conhecido um forte
desenvolvimento e apresentado uma atratividade maior, têm sido desenvolvidos estudos por forma a
aferir o potencial e vantagens da geração distribuída de eletricidade com foco nos sistemas fotovoltaicos.
Destes destacam-se, por exemplo, um estudo realizado pelo Interstate Renewable Energy Council, Inc.,
denominado “A REGULATOR’S GUIDEBOOK: Calculating the Benefits and Costs of Distributed Solar
Generation”, que avalia as políticas e regimes regulatórios em torno da geração distribuída nos Estados
Unidos, estimando também os impactos económicos, sociais e financeiros. Outros institutos têm-se
dedicado a apreciar o impacto dos mecanismos de net metering em diversos estados, como é o caso do
“California Net Energy Metering Ratepayer Impacts Evaluation”, desenvolvido pelo California Public
Utilities Commission, ou “The Value of Distributed Solar Electric Generation to New Jersey and
Pennsylvania” preparado pela Clean Power Research”.
No entanto, o estudo que tem sido considerado uma referência ao nível da análise do abandono
da rede é o trabalho que serve de base ao Capítulo 4 desta dissertação. “The Economics of Grid
Defection”[14], pelo Rocky Mountain Institute, foca-se em analisar o LCOE e a paridade com a rede
em várias localizações dos Estados Unidos, de sistemas solares fotovoltaicos com baterias residenciais
e comerciais.
O estudo pretende também debruçar-se sobre uma questão central da atualidade, a “death spiral”
das utilities, em português, espiral da morte, e como a paridade com a rede e a descida dos custos de
16
produção da eletricidade fotovoltaica pode levar muitos consumidores a abandonar a rede elétrica
pública.
2.5 Enquadramento Legal Português
À data de hoje, o decreto-lei que estabelece o regime jurídico direcionado ao autoconsumo é o
decreto-lei 153/2014 publicado a 20 de Outubro de 2014.
Após uma reconhecida falha no enquadramento legal para a atividade, visto que os existentes até
então não eram considerados suficientes, o referido decreto-lei estabelece também o “regime jurídico
aplicável à produção de eletricidade, vendida na sua totalidade à rede elétrica de serviço público, por
intermédio de instalações de pequenas potências, a partir de recursos renováveis, adiante designadas por
Unidades de Pequena Produção (UPP) ”[15].
A entrada em vigor da nova legislação veio reformular e integrar os antigos decretos-lei que
regulavam a atividade de produção descentralizada de energia em regime de mini e microprodução, mais
concretamente o decreto-lei nº 34/2011, de 8 de Marco alterado pelo decreto-lei nº 25/2013 e o decreto-
lei 363/2007 alterado pela lei nº67-A/2007, de 31 de Dezembro e pelos decretos-leis nº 118-A/2010, de
25 de Outubro e 25/2013, de 19 de Fevereiro.
A publicação do novo decreto-lei, de acordo com o Governo de Portugal, justifica-se por diversos
fatores, entre os quais se incluem a baixa aceitação do primeiro regime da produção em autoconsumo,
devido à imaturidade da tecnologia e aos custos elevados, e à necessidade de “implementação de uma
política energética mais equilibrada”. Considerando que, na perspetiva governamental, o autoconsumo
representa uma forma de promoção de comportamentos de eficiência energética, permite a criação de
benefícios técnicos para a RESP e visto ser necessário aplicar as diretrizes apresentadas no Plano
Nacional de Ação para as Energia Renováveis, o atual decreto-lei vem colmatar essas falhas e
necessidades.
Quanto às condicionantes que o decreto-lei impõe à atividade de produção para autoconsumo, a
remuneração pela energia elétrica injetada na rede é feita, de acordo com o artigo 24º, a 90% do preço
definido pelo OMIE. As UPAC estão ainda sujeitas ao pagamento de uma compensação mensal fixa,
durante os primeiros 10 anos, de acordo com o artigo 25º definido por:
𝐶𝑈𝑃𝐴𝐶,𝑚 = 𝑃𝑈𝑃𝐴𝐶 × 𝑉𝐶𝐼𝐸𝐺,𝑡 × 𝑘𝑡 (3)
Onde,
CUPAC,m é a compensação paga no mês m por cada kW de potências instalada,
PUPAC é o valor da potência instalada da UPAC;
17
VCIEG,t representa o valor que permite recuperar os CIEG da respetiva UPAC, medida
em €/kW;
Kt, é o coeficiente de ponderação, que pode assumir os seguintes valores:
o 50%, “caso o total acumulado de potência instalada das UPAC (…) exceda os
3% do total da potência instalada de centro electroprodutores do SEN”;
o 30%, “caso o total acumulado de potência instalada das UPAC (…) se situe
entre os 1% e 3% do total da potência instalada de centro electroprodutores do
SEN;
o 0%, “caso o total acumulado de potência instalada das UPAC (…) seja inferior
a 1% do total da potência instalada de centro electroprodutores do SEN;
2.6 Sistema Elétrico Português
2.6.1 Caracterização Sistema Elétrico Português
O sistema elétrico português engloba na sua cadeia de valor a produção, transporte, distribuição
e comercialização da energia elétrica. O seu objetivo fundamental é a “disponibilização de energia
elétrica em termos adequados às necessidades dos consumidores”[16].
A produção no SEN engloba dois regimes legais: os produtores de energia em regime ordinário,
que são os responsáveis pela produção de eletricidade com base em fontes tradicionais não renováveis
e nos grandes centros electroprodutores hídricos, e os produtores em regime especial que engloba a
cogeração e a produção elétrica a partir de fontes de energia renovável.[17]
O transporte de eletricidade é feito através da Rede Nacional de Transporte de Eletricidade (RNT),
através de uma concessão atribuída pelo Estado Português à REN – Redes Energéticas Nacionais, sendo
a distribuição feita através da Rede Nacional de Distribuição (RND). Esta é gerida, por concessão, pela
EDP Distribuição.
A comercialização da eletricidade, com a liberalização do sector, foi separada da atividade de
distribuição. Os comercializadores têm direito de acesso à rede de transporte e distribuição, e
relacionam-se diretamente com os consumidores.
Neste momento, o sector elétrico português encontra-se num processo de liberalização, um
processo iniciado em 1995 para os grandes consumidores de energia elétrica, em Muito Alta, Alta e
Média Tensão. No ano de 2006 ocorreu a ultima fase do processo de liberalização do sector elétrico em
Portugal, permitindo aos consumidores domésticos a possibilidade de escolha quanto ao fornecedor de
energia. Atualmente, no sector elétrico em Portugal, convivem em paralelo o Mercado Livre e um
Mercado Regulado. De acordo com a ERSE, existem neste momento onze comercializadores de energia
18
elétrica dedicados aos clientes domésticos, e treze comercializadores que comercializam eletricidade
para os consumidores industriais, pequenos negócios e grandes consumidores.
Tabela 1 - Consumo referido à produção líquida [GWh][18]
2014 2013 Var. %
Produção Total 48 999 47 832 2
Produção renovável 30 417 28 376 7
Hídrica 15 314 13 482 14
Mini-hídrica 1 509 1 335 13
Eólica 11 813 11 751 1
Térmica 2 697 2 701 0
Cogeração 1 526 1 541 -1
Solar 592 442 34
Produção não renovável 17 723 18 299 -3
2.6.2 Caracterização da Procura em Baixa Tensão Normal
A caracterização da procura dentro do Sistema Elétrico Nacional é fundamental para definir as
tarifas cobradas a cada agente do sector. De acordo com a ERSE, foi previsto para o ano de 2014, uma
diminuição de 1% no fornecimento de energia elétrica, em GWh, em relação ao ano de 2013, quer no
mercado regulado, ou seja, com fornecimento de energia elétrica por parte do comercializador de ultimo
recurso, quer em mercado livre, prevendo-se uma alteração no fornecimento de energia elétrica,
passando de 19 203 GWh para 19 006 GWh[19], correspondente a 6 002 235 consumidores, em BTN.
Em relação ao número total de consumidores, em BTN, a previsão para o ano de 2014,
pressupunha uma variação de apenas 0,3%, comparativamente ao ano de 2012, o que representa uma
estagnação quase total do número de consumidores.
É igualmente importante conhecer a segmentação dos clientes em cada mercado, visto que tais
considerações foram tidas em conta, na formulação das tarifas a aplicar no sector da energia elétrica.
No que diz respeito às Tarifas Transitórias de Venda a aplicar aos Clientes Finais em BTN pelo
Comercializador de Último Recurso, foram considerados 3 432 471 clientes, o que correspondeu a um
fornecimento de energia de 9 373 GWh para o ano de 2014.
Sendo de interesse maior, os clientes fornecidos num regime de Baixa Tensão Normal com
potência contratada inferior ou igual a 20,7 kVA e maior que 2,3 kVA, pelo seu maior impacto no
Sistema Elétrico Nacional, não foram apresentados clientes em regime de Baixa Tensão Normal
Sazonal, visto que esta situação é aplicada a “atividades económicas que apresentem, pelo menos, 5
meses de ausência de consumo.”[20]
Respeitando o critério acima mencionado a repartição dos clientes do comercializador de último
recurso ao nível da potência contratada é feita da seguinte forma:
19
Figura 13 - Repartição dos clientes do Comercializador de Ultimo Recurso em BTN (<=20,7 kVA e
>2,3 kVA) [19]
0
200000
400000
600000
800000
1000000
1200000
1400000
3,45 4,6 5,75 6,9 10,35 13,8 17,25 20,7
Nú
me
ro d
e C
lien
tes
Potência Contratada [kVA]
Quantidades consideradas para tarifas transitórias a clientes finais em BTN, pelo CUR
Tarifa Simples Tarifa Bi-Horária Tarifa Tri-horária
20
Tabela 2 - Quantidades consideradas para o cálculo da Tarifa Transitória de Venda a Clientes Finais[19].
Potência Contratada [kVA] Número de Clientes % do total
Tarifa Simples
3,45 1411823 46,3%
4,6 85470 2,8%
5,75 40774 1,3%
6,9 628371 20,6%
10,35 165333 5,4%
13,8 60376 2,0%
17,25 18508 0,6%
20,7 69988 2,3%
Tarifa Bi-Horária
3,45 108828 3,6%
4,6 39044 1,3%
5,75 21596 0,7%
6,9 228456 7,5%
10,35 59996 2,0%
13,8 30389 1,0%
17,25 10516 0,3%
20,7 34283 1,1%
Tarifa Tri-horária
3,45 9997 0,3%
4,6 3567 0,1%
5,75 1771 0,1%
6,9 11331 0,4%
10,35 2777 0,1%
13,8 1507 0,0%
17,25 671 0,0%
20,7 2980 0,1%
Total 3 048 352 100,0%
Figura 14 - Distribuição de clientes, por opção tarifária e por escalão de potência, no Comercializador de Ultimo Recurso
21
No que concerne ao mercado liberalizado e à caracterização da procura nesse sector, foram
considerados um total de 2 589 765 clientes em BTN, correspondente a um fornecimento de energia de
9 632 GWh.
Figura 15 - Repartição dos clientes no mercado liberalizado em BTN (<=20,7 kVA e >2,3 kVA)[19]
0
200000
400000
600000
800000
1000000
1200000
1400000
3,45 4,6 5,75 6,9 10,35 13,8 17,25 20,7
Nú
me
ro d
e C
lien
tes
Potência Contratada [kVA]
Quantidades consideradas para tarifas aplicáveis a clientes finais em BTN em mercado liberalizado
Tarifa Simples Tarifa Bi-Horária
22
Tabela 3 - Quantidades consideradas para o cálculo da tarifa aplicáveis a clientes no mercado liberalizado
Potência Contratada [kVA] Número de Clientes % do total
Tarifa Simples
3,45 1130868 46,6%
4,6 67870 2,8%
5,75 32354 1,3%
6,9 512412 21,1%
10,35 138099 5,7%
13,8 49308 2,0%
17,25 14694 0,6%
20,7 56717 2,3%
Tarifa Bi-Horária
3,45 86285 3,6%
4,6 30945 1,3%
5,75 17117 0,7%
6,9 181391 7,5%
10,35 48216 2,0%
13,8 24394 1,0%
17,25 8438 0,3%
20,7 27672 1,1%
Tarifa Tri-horária
3,45 0 0,0%
4,6 0 0,0%
5,75 0 0,0%
6,9 0 0,0%
10,35 0 0,0%
13,8 0 0,0%
17,25 0 0,0%
20,7 0 0,0%
Total 2426780 100,0%
2.6.3 Tarifas e Preços da eletricidade
Dentro do SEN quem assume a responsabilidade pelo sistema tarifário e pela metodologia de
cálculo das tarifas é a ERSE. Esta entidade é responsável por estabelecer as tarifas de Uso Global do
Sistema, de Uso da Rede de Transporte, de Uso da Rede de Distribuição e a Tarifa de Energia sendo os
comercializadores responsáveis por estabelecerem a tarifa de comercialização que cobram aos seus
clientes.
A Tarifa de Uso Global do Sistema deve incluir os “custos com a operação do sistema, custos
decorrentes de medidas de políticas energéticas, ambiental ou de interesse económico geral e os custos
para a manutenção do equilíbrio contratual”[21].
A Tarifa de Uso de Transporte inclui os custos com o estabelecimento, operação e manutenção
das redes de transporte em MAT, enquanto a Tarifa de Uso das Redes de Distribuição deve contabilizar
23
custos com as atividades relacionadas com a distribuição de energia elétrica em AT e MT, que incluem
o planeamento, estabelecimento e operação e manutenção das redes.[21]
Por seu lado, a Tarifa de Energia está relacionada com os custos da compra e venda de energia
elétrica pelo comercializador de último recurso.
Figura 16 - Composição das Tarifas de Venda a Clientes Finais no mercado regulado[22]
Figura 17 - Estrutura de tarifas no mercado livre[21]
A estrutura tarifária que foi estabelecida pela ERSE para o ano de 2015 teve que contabilizar
diversos fatores que influenciam o preço da eletricidade. Enquanto no mercado liberalizado, os preços
de comercialização não estão regulados, ficando essa decisão na posse do comercializador, no mercado
regulado essa tarifa é estabelecida pela ERSE. No entanto, em ambos os mercados, existe uma
componente de acesso à rede que terá que ser incorporada.
24
No ano de 2015, a ERSE definiu as tarifas a aplicar aos vários operadores e utilizadores do SEN,
e estabeleceu um aumento de 0,5% na tarifa de Energia e Comercialização para o ano de 2015, em
relação a 2014, um aumento de 21,2% na tarifa de Uso Global do Sistema, e uma diminuição de 8,5 na
Tarifa de Uso de Redes[23].
A Tarifa de Comercialização é composta por dois termos tarifários: “o termo fixo, que depende
do número de clientes e é definido em €/mês e o preço das energia ativa que depende da energia ativa e
é objeto de medição no pontos de entrega e é definido em €/kWh.”[24]
Quanto às Tarifas Transitórias de Venda a clientes finais, em BTN, como se observa pela
Figura 17, estas resultam da adição das tarifas acima mencionadas, tendo a ERSE estabelecido
um aumento de 3,3% para o ano de 2015 em relação a 2014.
Ora, de acordo com a ERSE, este incremento fica a dever-se ao aumento dos custos com o serviço
da dívida e ao fraco crescimento do consumo de energia elétrica, o que impede a diluição dos custos das
atividades reguladas. Um fator de impacto na estruturação das tarifas e com impacto na definição dos
seus custos são também os Custos de Interesse Económico Geral (CIEG). Estes não são mais que custos
relacionados com decisões políticas e o impacto é refletido nas Tarifas de Acesso às Redes. Apesar do
seu impacto ter vindo a diminuir nos últimos anos, ainda se fazem sentir de forma intensa.
Figura 18 - Custos de Interesse Económico Geral[25]
25
De acordo com a ERSE, as tarifas de Vendas a Clientes Finais, tinham vindo a assumir uma queda
no seu preço desde 1990 até ao ano 2008. A partir da daí, tem-se assistido a um aumento praticamente
anual destas tarifas, muito devido aos custos das varias atividades do sector elétrico.
Figura 19 - Evolução das tarifas de Venda a clientes Finais em Portugal Continental (preços
constantes de 2014)
26
3. Abandono da rede
Uma das maiores discussões a nível mundial relacionada com a maior penetração e
acessibilidade aos sistemas fotovoltaicos para consumidores domésticos refere-se ao
desligamento da rede, sendo que uma das maiores problemáticas a este nível é se será rentável e
compensador para um consumidor doméstico depender unicamente do seu próprio sistema de
produção de energia elétrica, neste caso um sistema fotovoltaico acompanhado por um sistema
de armazenamento de energia. Estará a paridade com a rede com este sistema perto de ser atingida
ou será que já foi mesmo atingida e quais as implicações de tal situação, são algumas questões
que devem ser analisadas.
Em alguns pontos do mundo essa paridade da rede já foi atingida ou está iminente,
principalmente em países onde o sector fotovoltaico se encontra bastante desenvolvido quer a
nível residencial quer a nível industrial, e nos quais as tarifas elétricas são elevadas. Um dos países
onde o debate tem sido bastante intenso são os Estado Unidos da América, onde vários relatórios
[26] debatem este mesmo assunto, sendo que mais recentemente alguns trabalhos têm sido
desenvolvidos por entidades europeias[27].
O desligamento da rede levanta também uma outra questão: a espiral da morte ou “death
spiral”[28]. Para as utilities pode estar a chegar uma tempestade perfeita, considerando todos os
efeitos da descida dos preços no sector fotovoltaico e a maior acessibilidade que tal traz. A
acompanhar este fenómeno descendente de preços, existe outro contrário, ao nível dos custos de
manutenção da rede e de produção de eletricidade, ou seja, os custos da rede elétrica e os preços
da energia encontram-se numa situação de subida. Quanto mais altas as tarifas, mais
consumidores irão sentir-se encorajados a deixar de depender a rede. Consequentemente, e
considerando que os custos se mantêm, existirão menos consumidores a suportar esses custos, o
que leva a um aumento ainda maior das tarifas. O que será um maior incentivo para que ainda
mais consumidores abandonem a rede se tornem autossuficientes em termos energéticos.
Um dos estudos que se debruçaram sobre a paridade da rede e que serviu de base e guião
para esta análise à realidade portuguesa, foi desenvolvido pelo Rocky Mountain Institute (RMI),
denominado por “The Economics Of Grid Defection - When And Where Distributed Solar
Generation Plus Storage Competes With Traditional Utility Service” [14] e analisa a situação
relativamente à paridade da rede em vários estados americanos.
Este estudo tem em conta fatores fundamentais para o desenvolvimento de algo do género,
como a evolução dos custos dos sistemas fotovoltaicos ou a evolução dos preços de eletricidade
fornecida pela rede elétrica nacional. Para realizar todos os cálculos necessários o Instituto acima
citado utilizou o software HOMER ENERGY[11]. A análise desenvolvida nesta tese seguiu o
27
mesmo raciocino e método que foi aplicado pelo RMI, o que incluiu igualmente a utilização do
software HOMER ENERGY.
3.1 Metodologia e pressupostos
Neste capítulo, pretende-se apresentar a metodologia que foi seguida na definição das bases
para o cálculo do custo de produção da energia elétrica por um sistema fotovoltaico assim como
a comparação com os preços da energia elétrica forneceria pela rede. Foram determinados o perfil
de consumo de um consumidor doméstico típico, definidos os preços para o sistema fotovoltaico
e sistema de armazenamento de energia, custo de capital e as considerações tomadas para os
preços da energia elétrica.
3.1.1 Perfil de Consumo
Por forma a determinar o perfil de consumo de um consumidor doméstico típico em
Portugal, recorreu-se aos perfis de consumo[29] disponibilizados pela Entidade Reguladora dos
Serviços Energéticos (ERSE), que servem como referência ao consumo no território Português.
Considerou-se o perfil de consumo, em Baixa Tensão Normal, Classe C, por se considerar
representativo da maior parte dos consumidores em Baixa Tensão Normal em Portugal. A classe
C engloba os consumidores com potência contratada igual ou inferior a 13,8 kVA e consumo
anual inferior ou igual a 7100 kWh[19].
Os dados disponibilizados pela ERSE, relativos aos perfis de consumo, encontram-se
normalizados, “ (…) correspondendo a soma de todos os valores de 15 minutos para o ano a que
reporta, a um valor igual a 1000.”.[30] De forma a ser possível obter um diagrama de carga
representativo de um consumidor doméstico passível de ser um instalador de um sistema solar
fotovoltaico, no local de consumo, foi necessário determinar o consumo médio respeitando a
estrutura de consumidores existente no sistema elétrico português.
Consideraram-se os consumidores existentes no Mercado Livre, e no Mercado Regulado,
ou seja, com fornecimento de energia, pelo Comercializador de Ultimo Recurso (CUR).
28
Tabela 4 - Número de consumidores por potência contratada e opção tarifária[19]
Potência
Contratada [kVA] Tarifa Simples Tarifa Bi-Horária Tarifa Tri-Horária Total
3,45 2 542 691 195 113 9 997 2 74 7801
4,6 153 340 69 989 3 567 226 896
5,75 73 128 38 713 1 771 113 612
6,9 1 140 783 409 847 11 331 1 561 961
10,35 30 3432 108 212 2 777 414 421
13,8 109 684 54 783 1 507 165 974
17,25 31 472 18 954 671 51 097
20,7 126 705 61 955 2 980 191 640
Total 4 481 235 957 566 34 601 5 473 402
Como é possível verificar através da Tabela 4, a potência contratada que engloba um maior
número de consumidores tem o valor de 3,45 kVA, seguida pela potência contratada de 6,9 kVA,
sendo que este último grupo apresenta o maior número de consumidores em regime de tarifa bi-
horária e tarifa tri-horária.
Considerou-se que os consumidores que melhor definiam um possível instalador de um
sistema solar fotovoltaico para autoconsumo e que ao mesmo tempo maior importância assumiam
na definição do perfil de consumo da Classe C, seriam os consumidores com uma potência
contratada de 6,9 kVA. Deste modo, optou-se por determinar qual o consumo médio de um
consumidor com essa potência.
56
,7%
20
,4% 28
,9%
3,4
%
7,3
%
10
,3%
1,6
%
4,0
%
5,1
%
25
,5%
42
,8%
32
,7%
6,8
% 11
,3%
8,0
%
2,4
%
5,7
%
4,4
%
0,7
%
2,0
%
1,9
%
2,8
%
6,5
%
8,6
%
T A R I F A S I M P L E S T A R I F A B I - H O R Á R I A T A R I F A T R I - H O R Á R I A
% D
e C
on
sum
ido
res
Po
r P
erio
do
Ta
rifá
rio
Potência Contratada [kVA]
DISTRIBUIÇÃO DE CONSUMIDORES
3,45 4,6 5,75 6,9 10,35 13,8 17,25 20,7
Figura 20-Distribuição de consumidores
29
Contudo, como é possível verificar pela Tabela 5 e Tabela 6, os dados disponibilizados
pela ERSE não permitem determinar o consumo referente aos consumidores que possuem uma
potência contratada de 6,9 kVA, sendo que a informação disponibilizada relativamente ao
Mercado Livre é ainda mais limitada comparativamente ao mercado regulado.
Assim sendo, de forma a determinar um consumo médio que melhor correlação tivesse com
o consumo típico na potência contratada de 6,9 kVA, optou-se por determinar o consumo anual
por consumidor, na tarifa bi-horária, visto que é nesta opção tarifária que os consumidores com
potência de 6,9 kVA assumem maior impacto (Figura 20), tendo-se determinado um consumo
anual por consumidor de 5406 kWh.
Tabela 5 - Consumo de energia elétrica, por opção tarifária, para clientes do CUR
Energia Ativa [MWh]
Tarifa simples <=2,3 KVA 143 656
Tarifa simples <=6,9 kVA 3 940 830
Tarifa simples > 6,9 kVA 1 604 871
Tarifa bi-horária <=
6,9 kVA
Fora do Vazio 773 065
Vazio 539 560
Tarifa bi-horária >
6,9 kVA
Fora do Vazio 761 238
Vazio 494 356
Tarifa tri-horária <=
6,9 kVA
Ponta 12 339
Cheia 33 199
Vazio 28 926
Tarifa tri-horária >
6,9 kVA
Ponta 16 154
Cheia 44 983
Vazio 30 951
Total 8 280 472
Tabela 6 - Consumo de energia elétrica, por opção tarifária, no Mercado Livre
Energia Ativa [MWh]
Tarifa simples 5 637 053
Tarifa bi-horária Fora do Vazio 1 556 912
Vazio 1 051 243
Tarifa tri-horária
Ponta 0
Cheia 0
Vazio 0
Total 8 245 208
30
Tabela 7 - Consumo agregado de energia elétrica, por opção tarifária
Energia Ativa [MWh] Número de
consumidores
Consumo anual por
consumidor [kWh]
Tarifa simples 11 182 754 4 481 235 2 495
Tarifa bi-
horária
Fora do Vazio 3 091 215 957 566 5 406
Vazio 2 085 159
Tarifa tri-
horária
Ponta 28 493
34 601 4 814 Cheia 78 182
Vazio 59 877
Total 16 525 680 5 473 402
3.1.1.1 Diagrama de carga
Determinado o consumo anual por consumidor, tornou-se necessário definir o diagrama de
carga típico de um consumidor doméstico, recorrendo aos perfis de consumo disponibilizados
pela ERSE.
Como já foi referenciado anteriormente, utilizou-se o perfil de consumo BTN Classe C,
tendo-se multiplicado os valores do referido perfil por uma constante, neste caso, o consumo anual
médio, com o valor de 5406 kWh/ano, e dividindo-se o valor obtido por 0,25 por forma a obter a
potência a cada 15 minutos, como poderá ser observado na seguinte expressão:
𝑃𝐹 =𝐵𝑇𝑁 𝐶 × 𝐶𝑜𝑛𝑠𝑢𝑚𝑜 𝑎𝑛𝑢𝑎𝑙 𝑚é𝑑𝑖𝑜
0,25
Na Tabela 8, é possível observar uma secção dos dados que foram considerados e obtidos
através do cálculo acima referido, de modo a determinar as necessidades de consumo de um
consumidor típico.
31
Tabela 8 - Excerto de tabela com valores determinados para diagrama de carga
Data Dia Hora BTN C Consumo
Elétrico [kWh]
Potência
[kW]
1-jan-14 Quarta-feira 00:15 0,04093 0,221281 0,885122676
1-jan-14 Quarta-feira 00:30 0,03940 0,213003 0,852013357
1-jan-14 Quarta-feira 00:45 0,03784 0,204578 0,818312982
1-jan-14 Quarta-feira 01:00 0,03641 0,196822 0,787286633
1-jan-14 Quarta-feira 01:15 0,03487 0,18848 0,753918427
1-jan-14 Quarta-feira 01:30 0,03334 0,180236 0,720943463
1-jan-14 Quarta-feira 01:45 0,03177 0,171737 0,686948028
1-jan-14 Quarta-feira 02:00 0,03055 0,165145 0,660578249
1-jan-14 Quarta-feira 02:15 0,02957 0,159859 0,639437752
1-jan-14 Quarta-feira 02:30 0,02874 0,155374 0,621497143
1-jan-14 Quarta-feira 02:45 0,02783 0,150427 0,601708232
1-jan-14 Quarta-feira 03:00 0,02691 0,145468 0,581871483
De seguida, tornou-se necessário determinar a semana típica para cada mês do ano,
diferenciando dias de semana e fins de semana, de hora a hora. Para tal, procedeu-se ao cálculo
da média para os valores de potência, de hora em hora, entre os dias da semana de cada mês,
assim como para os fins de semana. Optou-se por tomar esta opção, visto que o software utilizado
permitia a introdução de um diagrama de carga mensal, com distinção entre dia de semana e fim
de semana.
Os resultados obtidos apresentam-se nos gráficos seguintes, para alguns meses do ano,
para um dia de semana típico e fim de semana, de um consumidor típico.
32
Figura 21 - Diagrama de carga (Dia de semanal típico para certos meses do ano)
Figura 22 - Diagrama de carga (Fim de semana típico para certos meses do ano)
0
0,2
0,4
0,6
0,8
1
1,2
1,4P
otê
nci
a [k
W]
Hora
DIAGRAMA DE CARGA - SEMANA
Janeiro Fevereiro Junho Julho Agosto Novembro Dezembro
0
0,2
0,4
0,6
0,8
1
1,2
1,4
Po
tên
cia
[kW
]
Hora
DIAGRAMA DE CARGA - FIM DE SEMANA
Janeiro Fevereiro Junho Julho Agosto Novembro Dezembro
33
3.1.2 Localização geográfica
Optou-se por utilizar como referência geográfica a cidade de Lisboa, visto possuir um
localização central ao nível do país, e por se considerar representativa em termos populacionais e
de tipo de consumidor.
Como tal, considerou-se a curva de radiação para a localização da cidade de Lisboa para
referências de cálculos em termos de produção elétrica. Os dados foram obtidos através do
software PVSyst®, donde se retirou a curva de radiação anual, tendo-se posteriormente
trabalhado os dados, para obter médias mensais de radiação solar.
Os dados foram posteriormente inseridos no software HOMER Energy, e que foram
utilizados por este no cálculo da produção elétrica.
Tabela 9 - Irradiação Solar em Lisboa (Latitude: 38,5ºN, Long: 9,1ºW, Altitude: 5 m)
[Wh/m2.dia] [kWh/m2.mês]
Janeiro 2060 63,86
Fevereiro 2822 79,01
Março 4645 144,00
Abril 5267 158,00
Maio 6394 198,23
Junho 7200 216,00
Julho 7258 225,00
Agosto 6677 207,00
Setembro 5200 156,00
Outubro 3586 111,18
Novembro 2016 60,48
Dezembro 1765 54,72
Ano 4585 1673
34
Figura 23 - Irradiação Solar em Lisboa
3.1.3 Preço de eletricidade
A estrutura do mercado da eletricidade, como já foi referida, é composta por dois mercados
de consumidores: o mercado livre, com preços estabelecidos pelos comercializadores e um
mercado regulado, com preços estabelecidos pela ERSE.
Contudo, a criação do mercado livre em Portugal apresenta algumas falhas, nomeadamente
na estrutura de preços entre os diferentes mercados, visto que muitos dos comercializadores em
regime de mercado livre praticam preços indexados ao estabelecido pelo regulador de mercado,
apresentado apenas descontos faces ao preço estabelecido.
Assim sendo, os preços de eletricidade utilizados como referência serão aqueles
estabelecido pelo regulador de mercado, que neste momento para os consumidores finais são
apresentadas como tarifas transitórias, tendo em vista o incentivo ao consumidor final para a
transição ao mercado livre.
Para o ano de 2014, as tarifas transitórias aplicadas aos clientes no mercado regulado
sofreram um aumento de 2,8%[31] em relação ao ano de 2013. Em relação à potência contratada
de 6,9 kVA, as tarifas transitórias de venda a clientes finais assumiam um valor de 0,2895 €/dia
[32] para a potência contratada e um valor de 0,1528 €/kWh [32] para a energia ativa, à entrada
do ano de 2014.
Para o ano de 2015, as tarifas aplicadas aos clientes com potência contratada de 6,9 kVA,
definido anteriormente como o consumidor típico, será de 0,2962 €/dia[33] para potência
contratada e um valor de 0,1587 €/kWh[33] para a energia ativa, o que representa um acréscimo
de 3,3%[34] face ao ano de 2014.
0
150
300
450
600
750
900
1050
1200
janeiro fevereiro abril maio julho setembro outubro dezembro
W/m
2
Dias
CURVA DE RADIAÇÃO SOLAR EM LISBOA
35
As faturas para o cliente doméstico pelo seu consumo de eletricidade são ainda acrescidas
dos vários impostos a pagar, que para efeitos de análise terão que ser contabilizados. Estes
impostos incluem a Taxa de Exploração DGEG, o Imposto Especial de Consumo de Eletricidade
(IECE) e o Imposto de Valor Acrescentado (IVA) ao qual ainda acrescem a Contribuição
Audiovisual e ainda o IVA de 6% sobre a referida contribuição. Estes dois últimos não serão
contabilizados por não se referirem ao consumo de eletricidade.
De modo a determinar o real custo da eletricidade que é consumida numa residência, foi
utilizada a seguintes expressões:
𝐶𝐸 = 𝑇𝑎𝑟𝑖𝑓𝑎 × 𝐶𝑜𝑛𝑠𝑢𝑚𝑜 𝐴𝑛𝑢𝑎𝑙 + 𝑃𝑜𝑡ê𝑛𝑐𝑖𝑎 𝐶𝑜𝑛𝑡𝑟𝑎𝑑𝑎 × 365
+ 𝑇𝑎𝑥𝑎 𝐷𝐺𝐸𝐺 × 12 + 𝐼𝐸𝐶𝐸 × 𝐶𝑜𝑛𝑠𝑢𝑚𝑜 𝐴𝑛𝑢𝑎𝑙
(4)
𝐶𝑢𝑠𝑡𝑜 𝑅𝑒𝑎𝑙 =
𝐶𝐸 + IVA × 𝐶𝐸
𝐶𝑜𝑛𝑠𝑢𝑚𝑜 𝐴𝑛𝑢𝑎𝑙
(5)
Procedendo ao cálculo acima referido, considerando uma tarifa de 0,1587 €/kWh, um
consumo anual de 5406 kWh, uma potência contratada de 0,2962 €/dia, uma taxa DGEG de 0,07
€/mês, um Imposto Especial de Consumo de Eletricidade de 0,001 €/kWh e IVA a 23%, foi obtido
para o ano de 2015 um custo real de 0,2212 €/kWh.
Este valor mostra que na realidade o custo da eletricidade para o consumidor é
relativamente superior ao custo que é cobrado pela energia ativa, ou seja a energia realmente
consumida. Sendo compreensível a introdução de uma componente fixa, ditada pelo valor da
potência contratada, a verdade é que a existência de vários impostos sobre o consumo da
eletricidade e uma taxa de IVA relativamente alta, 23%, encarece de grande forma a fatura mensal
do consumidor.
No que diz respeito à análise da evolução das tarifas para a potência contratada de 6,9 kVA,
é notório o aumento das mesmas, entre 2008 e 2015, de acordo com os dados disponibilizados
pela ERSE para as tarifas reguladas.
As tarifas reguladas entre 2008 e 2015 apresentam um aumento anual médio de 4,86%,
sendo que desse modo foram projetadas duas situações para as possíveis tarifas futuras. Uma
primeira situação com um aumento anual de 5%, e uma estimativa mais conservadora com um
aumento anual de 2%. Nas considerações feitas relativamente a estes aumentos futuros, não se
encontra contabilizado o efeito da inflação, por forma a facilitar os cálculos. Assim sendo, os
resultados apresentados representam aumento anuais a preços contantes relativamente ao ano de
2015.
36
Figura 24 - Custo real da eletricidade
3.1.4 Sistema solar fotovoltaico
Em 2012, os custos para sistemas fotovoltaicos de menores dimensões, isto é, inferiores
a 10 kW, encontravam-se na ordem de 2,2 USD/W[35][36], sendo que previsões por parte da
IRENA – International Renewable Energy Agency – apontavam que que estes custos descessem
para a ordem de 1,8 a 2,4 USD/W até 2020[35]. Ao contrário dos sistemas fotovoltaicos de
maiores dimensões, os sistemas para o sector residencial apresentam uma menor capacidade para
a diminuição dos seus custos, essencialmente devido à estaticidade dos custos do BoS, que
apresentam um custo na ordem de 1,3 USD/W[35], e dos inversores.
Em termos de preços médios internacionais, em 2012, os preços para sistemas
fotovoltaicos residenciais, de silício cristalino, encontravam-se entre os 1,7 €/Wp e os 3,46
€/Wp[35].
O último relatório da Comissão Europeia para o sector fotovoltaico apresenta igualmente
as tendências de preços para sistemas residenciais com ligações à rede, que apresentam um preço
médio de 1700 €/kWp[37]. A mesma Comissão, num relatório de 2013[38], determinou o LCOE
para um sistema fotovoltaico residencial com potência inferior a 25 kW, considerou um custo
para o sistema de 1700 €/kWp, incluindo custos de instalação, licenças e taxas, “considerado
representativo do mercado residencial na União Europeia em 2013”[38].
Na Alemanha, país líder no sector fotovoltaico na União Europeia, para sistemas
residenciais inferiores a 10 kW, os diversos relatórios apontam para preços praticados entre os
0,0000
0,1000
0,2000
0,3000
0,4000
0,5000
0,6000
0,7000
2008 2010 2012 2014 2016 2018 2020 2022 2024 2026 2028 2030 2032 2034 2036 2038 2040 2042
Pre
ço [€
/kW
h]
Ano
CUSTO REAL DA ELECTRICIDADE PARA CLIENTES FINAIS NA POTÊNCIA CONTRATADA DE 6,9 KVA - Preços Constantes a
2015Custo Real Electricidade Aumento Anual de 2% na tarifa Aumento Anual de 5% na tarifa
37
1630 €/kW [39], no ano de 2012, com variações entre os 1300 €/kW e os 1800 €/kW[40], para o
ano de 2013. Trabalhos desenvolvidos no sector académico alemão, para o cálculo do custo de
um sistema fotovoltaico com baterias, consideram preços para os sistemas fotovoltaicos de 1698
€/kWp[7] e 1800 €/kWp[41].
São igualmente encontradas projeções mais recentes que apontam para preços finais entre
os 1800 e 2000 €/Wp [42][4] para sistemas até aos 10 kWp, sendo que para sistemas até 50 kWp
o custo dos sistemas rondará os 1500 €/Wp e os 1800 €/Wp [43][44][39].
Figura 25 - Preços médios de instalação para sistemas fotovoltaicos <= 10 kW, 2010-2012[39]
Figura 26 - Preços para sistemas fotovoltaicos na Europa (Preços em libras britânicas
2011)[44]
38
Atendendo ao desenvolvimento dos últimos anos do mercado alemão, com reduções de 9%
ao ano [45] no preço dos sistemas fotovoltaicos residenciais e às perspetivas apresentadas no
sector fotovoltaico para as utilities[3], considerou-se uma redução de 6% ao ano até 2020, 3% até
2025 e 1% até 2030.
Tomando em consideração todos os factos acima apresentados, e o facto dos relatórios
publicados apresentarem ainda um desfasamento temporal considerou-se aceitável assumir um
custo inicial de 1450 €/kW instalado. Este custo já contabiliza custos de instalação e todos os
componentes que acompanham um sistema fotovoltaico residencial, como por exemplo
inversores e cablagem. Foi também considerando um custo de Operação e Manutenção (O&M)
de 2%[46] do capital inicial.
No entanto, para assegurar alguma margem de análise, considerou-se igualmente uma
variação do preço de 20%. Os resultados obtidos e utilizados estão apresentados na Figura 27.
Figura 27 - Evolução dos custos dos sistemas fotovoltaicos - Preços constantes de 2015
0
200
400
600
800
1000
1200
1400
1600
1800
2000
20
15
20
16
20
17
20
18
20
19
20
20
20
21
20
22
20
23
20
24
20
25
20
26
20
27
20
28
20
29
20
30
20
31
20
32
20
33
20
34
20
35
20
36
20
37
20
38
20
39
20
40
Cu
sto
€/k
W
Ano
Evolução do custo dos sistemas solares fotovoltaicos
39
Relativamente às questões técnicas com interesse para os sistemas fotovoltaico e que
foram tidas em conta para os cálculos do software, os valores utilizados encontram-se listados na
Tabela 10.
Tabela 10 - Parâmetros considerados com influência no sistema fotovoltaico
Parâmetro Valor
Tempo de vida do sistema 25 anos
Fator de degradação 78%
Albedo 20%
Inclinação 38,72°
Efeitos da temperatura Não considerado
3.1.5 Sistema de armazenamento de energia
Como já foi referido anteriormente, o sistema fotovoltaico considerado terá
necessariamente que incluir um sistema de armazenamento de energia, por forma a ser possível
uma independência total da rede de energia elétrica.
Optou-se por considerar baterias de ião lítio, pela maior facilidade de “obtenção de dados
e informação relativamente os seus custos e características”[14]. Apesar das baterias de chumbo-
ácido serem ainda hoje as mais comuns em aplicações off-grid, muito devido ao seu baixo custo,
as previsões futuras apontam para que as bateiras de ião de lítio tomem a dianteira neste mercado,
tendo em conta a diminuição dos seus custos em manutenção e investimento inicial. [47]
Estas baterias apresentam diversas vantagens, nomeadamente a nível tecnológico. O
armazenamento e utilização de energia é feita de forma mais eficiente, a “taxa de auto descarga é
muito baixa, o ciclo de vida muito alto”[47], são mais leves e compactas e apresentam uma
capacidade de descarga mais elevada sem sacrificar eficiência.
No que diz respeito aos preços das baterias, as previsões apontam para uma descida
acentuada nos próximos anos, tendo-se inclusivamente assistido a uma redução bastante forte na
descida dos custos de produção.
Tomando como referência o mercado alemão, visto ser o que apresenta um maior grau de
desenvolvimento no sector fotovoltaico residencial, com uma componente de armazenamento de
energia em forte expansão, tomou-se como referência um custo associado à capacidade das
baterias de 350 €/kWh, com descidas até aos 250 €/kWh em 2020 e 150 €/kWh em 2025
[48][49][50][51][52], ou seja, uma descida de preços de aproximadamente 7% ao ano até 2030,
40
seguida de uma redução de 1% ao ano até 2040, considerando que por esta altura deverá estar
atingida uma elevada penetração e desenvolvimento destes tipos de baterias, quer por via da
massificação dos carros elétricos quer através da sua utilização para sistemas fotovoltaicos.
Figura 28 - Considerações para os custos das baterias ião-lítio – Preços constantes de 2015
Relativamente às questões técnicas com interesse para o sistema de armazenamento e que
foram tidas em conta para os cálculos do software, os valores utilizados encontram-se listados na
Tabela 11.
Tabela 11 - Parâmetros relativos ao sistema de armazenamento
Parâmetro Valor
Capacidade individual 1 kWh
Tensão Nominal 6 V
Tempo de vida 15 anos
“Lifetime throughput” 3000 kWh
Baterias por string 8 (48 V)
“Roundtrip efficiency” 90%
0
50
100
150
200
250
300
350
400
20
14
20
15
20
16
20
17
20
18
20
19
20
20
20
21
20
22
20
23
20
24
20
25
20
26
20
27
20
28
20
29
20
30
20
31
20
32
20
33
20
34
20
35
20
36
20
37
20
38
20
39
20
40
20
41
Cu
sto
[€
/kW
h]
Ano
Evolução dos custos do sistema de armazenamento
41
3.1.6 Custo de capital
Foi considerado um custo de capital (WACC – Weighted Average Cost of Capital) nominal
de 3,5 %[38][40][41][53], com base na literatura consultada. O relatório elaborado pela EPIA,
“Connecting the Sun - Solar photovoltaics on the road to large/scale grid integration”[54],
apresenta duas perspetivas para o custo de capital: um custo de capital baixo entre 4,4% e 8,8% e
um custo de capital alto entre os 7% e os 11%. Contudo, à data da elaboração do relatório, os
efeitos da crise económica europeia, que teve início no ano de 2008, eram bastante mais fortes do
que os sentidos nos dias de hoje, pelo que se optou por manter um custo de capital na ordem dos
3,5%. Optou-se por manter este valor constante ao longo do período de vida do sistema
fotovoltaico.
3.2 Simulação
3.2.1 Caso base – Sistema Fotovoltaico + Sistema Armazenamento
Para avaliação dos resultados obtidos, optou-se por restringir o sistema a várias
condicionantes. Como já foi referido, o software escolhido para proceder à análise do projeto foi
o HOMER ENERGY ® [11], à semelhança do que acontece com o relatório que serviu de base
para este trabalho, “The Economics of Grid Defection”.
O primeiro ponto, foi definir o caso base, para o estudo do projeto. Considerou-se como
ano 0, o ano de 2015, para um projeto com um tempo de vida de 25 anos. Foram testadas todas
as combinações com sistemas fotovoltaicos entre os 0 kW e os 20 kW, com um banco de baterias
entre 0 kWh e 64 kWh. Nas condicionantes impostas à simulação, foi considerado uma “shortage
capacity” até 2%, ou seja, considerando toda a carga exigida ao sistema, de acordo com o definido
pelo diagrama de carga considerado, o sistema teria que fornecer no mínimo 98% da mesma. A
otimização do sistema é feita, de acordo com o software, tendo em vista uma perspetiva
económica, pelo que o sistema ideal será aquele com um LCOE menor, para um tempo de vida
de 25 anos. Optou-se por não considerar os efeitos da inflação, ou seja, inflação a 0%, sendo os
resultados afetados unicamente, a nível económico e financeiro, pelo custo de capital. Dessa
forma, todos os resultados financeiros, serão a preços constantes em relação ao ano de 2015.
Os resultados obtidos pelo HOMER ENERGY encontram-se apresentados na Tabela 12 e
Tabela 13
42
Tabela 12 - Resultados para definição de caso base
Sistema PV
[kW]
Sistema
Armazenamento
[kWh]
LCOE
[€/kWh] NPC Capital Inicial
Capacity
Shortage
[kWh/ano]
Excesso de
Produção
[kWh/ano]
14 40 0,603 54.451 € 34.300 € 104,07 13534
17 32 0,610 55.189 € 35.850 € 97,24 17780
12 48 0,616 55.667 € 34.200 € 104,01 10692
15 40 0,622 56.406 € 35.750 € 82,67 14920
18 32 0,630 57.144 € 37.300 € 81,53 19174
13 48 0,635 57.622 € 35.650 € 79,71 12076
16 40 0,641 58.361 € 37.200 € 63,44 16310
11 56 0,649 58.839 € 35.550 € 85,00 9240,8
19 32 0,650 59.099 € 38.750 € 67,07 20571
14 48 0,654 59.577 € 37.100 € 58,85 13464
17 40 0,660 60.316 € 38.650 € 47,09 17705
12 56 0,668 60.794 € 37.000 € 62,51 10627
20 32 0,670 61.054 € 40.200 € 57,11 21972
15 48 0,673 61.532 € 38.550 € 40,44 14855
10 64 0,684 62.010 € 36.900 € 88,58 7818,6
18 40 0,681 62.271 € 40.100 € 38,17 19107
13 56 0,687 62.749 € 38.450 € 45,33 12021
16 48 0,693 63.487 € 40.000 € 28,37 16255
11 64 0,701 63.965 € 38.350 € 55,10 9191,9
19 40 0,701 64.226 € 41.550 € 33,31 20516
14 56 0,706 64.704 € 39.900 € 30,01 13417
17 48 0,713 65.442 € 41.450 € 23,47 17664
12 64 0,720 65.920 € 39.800 € 36,82 10585
20 40 0,722 66.181 € 43.000 € 28,50 21925
15 56 0,726 66.659 € 41.350 € 22,00 14822
18 48 0,734 67.397 € 42.900 € 19,98 19075
13 64 0,740 67.875 € 41.250 € 25,82 11987
16 56 0,747 68.614 € 42.800 € 18,51 16233
19 48 0,755 69.352 € 44.350 € 18,02 20488
14 64 0,760 69.830 € 42.700 € 19,04 13394
17 56 0,768 70.569 € 44.250 € 18,03 17649
20 48 0,776 71.307 € 45.800 € 17,49 21902
15 64 0,782 71.785 € 44.150 € 18,08 14810
18 56 0,790 72.524 € 45.700 € 18,00 19065
16 64 0,803 73.740 € 45.600 € 18,51 16226
19 56 0,811 74.479 € 47.150 € 17,74 20480
17 64 0,824 75.695 € 47.050 € 18,03 17642
20 56 0,832 76.434 € 48.600 € 17,49 21895
18 64 0,845 77.650 € 48.500 € 18,00 19057
19 64 0,867 79.605 € 49.950 € 17,74 20472
20 64 0,888 81.560 € 51.400 € 17,49 21887
43
Tabela 13 - Levelized Cost of Electricity (LCOE) [€/kWh]
Sistema PV [kW] Sistema de Armazenamento [kWh]
32 40 48 56 64
10 0,684
11 0,649 0,701
12 0,616 0,668 0,720
13 0,635 0,687 0,740
14 0,603 0,654 0,706 0,760
15 0,622 0,673 0,726 0,782
16 0,641 0,693 0,747 0,803
17 0,610 0,660 0,713 0,768 0,824
18 0,630 0,681 0,734 0,790 0,845
19 0,650 0,701 0,755 0,811 0,867
20 0,670 0,722 0,776 0,832 0,888
Como é possível verificar, através da análise dos dados selecionados o sistema que melhor
se adequa às necessidades consideradas, e tendo em conta as condicionantes impostas, será um
sistema fotovoltaico com uma potência de 14 kW, em conjunto com um sistema de
armazenamento com uma capacidade de 40 kWh. Este sistema apresenta um LCOE (Levelized
Costo of Energy) de 0,603 €/kWh.
Não obstante, é igualmente necessário proceder a uma análise cuidada do sistema
considerado. Apesar da otimização do sistema, como já foi referido, ser feita do ponto de vista
económico, ou seja, o melhor sistema de produção de energia elétrica será aquele que satisfaça
no mínimo 98% da carga requerida e apresentar o menor custo de produção de eletricidade
(LCOE), existem algumas desvantagens na construção deste sistema.
O ponto mais notório será o desperdício energético existente, como é visível na Tabela 13,
acima referenciada e visível na imagem seguinte. Apresentando uma produção de 19 803
kWh/ano, cerca de 68,3 % é produzida em excesso, mais concretamente 13 534 kWh/ano, com
maior incidência nos meses de verão.
44
Pro
du
ção
elé
tric
a em
ex
cess
o [
kW
]
Horas Horas
Figura 29 - Produção elétrica em excesso nos meses de Agosto e Dezembro
No que diz respeito à utilização da bateria, este terá uma maior utilização nos meses de
Inverno, sendo essa utilização visível na figura seguinte. Observando o gráfico obtido, constata-
se uma variação maior do estado de carga da bateria nos meses de Inverno, devido à sua maior
utilização, contrariamente ao que acontece nos meses de Verão, onde o sistema de armazenamento
raramente apresenta um nível de carga médio inferior a 80% da sua capacidade.
Figura 30 - Estado de carga médio do sistema de armazenamento
45
Figura 31 - Produção elétrica do sistema fotovoltaico
Figura 32 - Estado de carga do sistema de armazenamento
3.2.1.1 Paridade da Rede
A análise do caso base e a projeção para os seguintes 25 anos determinou que a paridade
da rede deverá ser atingida nos próximos 10 a 25 anos, entre 2025 e 2030, dependendo da
evolução dos preços de venda da eletricidade da rede de energia elétrica.
Numa projeção em que os preços da eletricidade aumentam a um ritmo de 5% ao ano, a
paridade será atingida dentro de 10 anos, quanto o custo da eletricidade da energia produzida pelo
46
sistema considerado atingir um valor de 0,329 €/kWh. No entanto, numa estimativa mais
conservadora, em que os preços da eletricidade aumentam a um ritmo menor, a 2% ao ano, a
paridade da rede será atingida cerca de 5 anos mais tarde, apenas depois do ano de 2030, em que
a previsão aponta para o LCOE se situe entre os 0,291 €/kWh e os 0,2888 €/kWh.
Figura 33 - Paridade com a rede (Sistema fotovoltaico + Sistema de Armazenamento
Como se verifica através da Figura 33 as previsões para paridade da rede entre um sistema
fotovoltaico com sistema de armazenamento em relação à rede elétrica, é influenciada tanto pelo
preço de venda da eletricidade como pelo capital inicial investido. Procedendo a uma variação de
20% no preço do sistema fotovoltaico, mantendo todas os outros fatores constantes o que se
verifica é que, considerando um aumento de 20%, a paridade com a rede elétrica poderá ser
atingida entre o ano de 2027 e 2035, com custos entre os 0,357 €/kWh e 0,316 €/kWh. Um
aumento substancial comparativamente ao caso base considerado anteriormente.
Caso se considere uma redução de 20% no preço dos sistemas fotovoltaicos, a paridade da
rede poderá ser atingida um ano antes relativamente ao caso base, a um custo de aproximadamente
0,316 €/kWh, ou numa estimativa mais conservadora no ano de 2028 a 0,279 €/kWh.
Analisando os dados obtidos e considerando todas a projeções para o modelo de base de
um sistema fotovoltaico residencial em conjunto com um sistema de armazenamento de energia,
0,00
0,10
0,20
0,30
0,40
0,50
0,60
0,70
20
15
20
16
20
17
20
18
20
19
20
20
20
21
20
22
20
23
20
24
20
25
20
26
20
27
20
28
20
29
20
30
20
31
20
32
20
33
20
34
20
35
20
36
20
37
20
38
20
39
20
40
[€/k
Wh
]
Ano
Paridade com a rede elétrica
Intervalo Preço Electricidade LCOE - Caso Base
LCOE - Caso base + 20% LCOE - Caso base - 20%
47
verifica-se que a paridade de rede será atingida num intervalo temporal ainda alargado, entre 2024
e 2035, 11 anos. A existência de um intervalo temporal tão alargado justifica-se com as
ponderações feitas para as variações dos custos dos sistemas fotovoltaicos e do preço da
eletricidade fornecida pela rede elétrica de serviço publico.
Dissecando com rigor o sistema que foi considerado pelo software, que tinha como
premissas um fornecimento de 98% das necessidades de um consumidor típico, que tivesse em
vista a procura de um custo mínimo de produção de energia elétrica, constata-se o enorme
desperdício energético que existe anualmente, um fator que é resultado das próprias características
que um sistema fotovoltaico apresenta: uma enorme produção elétrica concentrada nos meses de
maior incidência solar, que não é totalmente aproveitada. Tal facto resulta da necessidade de
dimensionar o sistema para que a procura de energia nos meses de Inverno seja assegurada.
A análise apresentada é feita para um consumo definido, que foi considerado com o
consumo típico para um consumidor na potência contratada de 6,9 kVA. Diferentes perfis de
consumo poderiam ajustar-se melhor ao sistema que foi analisado, potenciando melhores
resultados.
Para as considerações feitas, a paridade na rede deverá ser atingida nas melhores das
hipóteses em menos de 10 anos, por volta do ano de 2024.
3.2.2 Caso base – Sistema Fotovoltaico + Sistema de Armazenamento +
Gerador
3.2.2.1 Gerador
Atendendo às particularidades e às próprias consequências do dimensionamento que foi
apreciado, optou-se por analisar os efeitos da introdução de um gerador num sistema fotovoltaico
com capacidade de armazenamento.
A motivação para este exercício seria avaliar possibilidade de reduzir a potência e
capacidade de ambos os sistemas, quer do sistema fotovoltaico quer do sistema de
armazenamento, através de um pequeno gerador auxiliar com potência de 1 ou 2 kW, que
permitisse suprir ocasionalmente a potencial falta de energia e que assegurasse 98% da procura.
Dessa forma, foram avaliados vários geradores no mercado internacional, dentro da gama
de potência considerada, que permitisse definir uma curva de consumo de combustível,
procedendo a uma média dos valores de consumo indicados pelos fabricantes.
Optou-se por considerar um custo de 550€/kW [55] [56], [57] e um custo de manutenção
de 0,04 €/hora [58].
48
A curva de eficiência apresentada na figura, foi determinada pelo software HOMER
ENRGY, apresentado uma eficiência máxima à volta dos 18% [56].
Figura 34 - Curva de consumo estimada do gerador[56],[55], [59],[57]
Figura 35 - Curva de eficiência do gerador
3.2.2.2 Combustível
Devido à introdução de um gerador dependente do consumo de combustível, neste caso
gasolina, foi necessário proceder à elaboração de uma previsão para a evolução do preço do
combustível, neste caso gasolina
Recorrendo a dados estatísticos históricos[60], assumiu-se um aumento de 3% por ano,
considerando um inflação de 0% em relação ao ano de 2015.
49
Figura 36 - Projeções para o preço da gasolina - Inflação 0%, preços constantes ao ano de
2015
3.2.2.3 Caso base
Mantendo as condicionantes acima referidas, determinou-se dessa forma, o novo caso base,
para uma situação em que um gerador seria introduzido no sistema. Observando a Tabela 14,
verifica-se que com a introdução de um gerador o novo sistema ideal seria composto por um
sistema fotovoltaico com uma potência de 7 kW, ou seja, metade do sistema anteriormente
considerado, e um sistema de armazenamento com uma capacidade de 16 kWh.
O novo sistema apresenta um LCOE de 0,455 €/kWh, cerca de 0,15 € a menos que o
sistema sem gerador.
0,00
0,50
1,00
1,50
2,00
2,50
3,00
3,50
19
90
19
92
19
94
19
96
19
98
20
00
20
02
20
04
20
06
20
08
20
10
20
12
20
14
20
16
20
18
20
20
20
22
20
24
20
26
20
28
20
30
20
32
20
34
20
36
20
38
20
40
20
42
Pre
ço [€
/lit
ro]
Ano
Projeções para o preço da gasolina
Gasolina 95 - Preços históricos Previsão preços gasolina
50
Tabela 14 - Resultados para determinação de caso base
Sistema
Fotovoltaico
[kW]
Sistema de
Armazenamento
[kWh]
LCOE
[€/kWh] NPC
Capital
Inicial
Fração
Renovável
[%]
Capacity
Shortage
[kWh/ano]
Excesso de
Produção
[kWh/ano]
Consumo de
Combustível
[litros]
7 16 0,4547 39.536 € 16.300 € 85 16,39 4522,35 509
6 16 0,4550 39.554 € 14.850 € 83 18,10 3233,41 578
8 16 0,4585 39.885 € 17.750 € 87 14,88 5835,05 454
5 16 0,4616 40.117 € 13.400 € 81 19,50 1980,85 667
9 16 0,4651 40.465 € 19.200 € 88 13,31 7160,69 406
10 16 0,4733 41.191 € 20.650 € 89 11,86 8495,81 363
6 24 0,4741 41.225 € 17.650 € 86 16,55 2997,51 462
7 24 0,4744 41.279 € 19.100 € 88 13,50 4289,59 395
8 24 0,4792 41.716 € 20.550 € 90 10,97 5605,13 342
11 16 0,4835 42.089 € 22.100 € 90 10,82 9840,53 327
A introdução de um gerador no sistema permite alcançar algumas melhorias importantes,
comparativamente ao projeto anterior. Existe uma redução no desperdício energético, e o
fornecimento de energia alcança praticamente os 100% da energia exigida. Mais concretamente,
o caso base considerado, apresenta um excesso de produção elétrica de 42,%, que corresponde
aos 4522 kWh/ano apresentados na tabela anterior, sendo que o sistema fornece 99,7% da energia
exigida.
Procedendo à mesma análise que foi feita para o primeiro sistema a considerado, é visível
a diferença que existe no excesso de produção nos meses de agosto e dezembro.
Pro
du
ção
Elé
tric
a em
ex
cess
o [
kW
]
Horas Horas
Figura 37 - Produção elétrica em excesso nos meses de Agosto e Dezembro
51
Figura 38 - Estado de carga médio do sistema de armazenamento
Figura 39 - Produção elétrica do sistema fotovoltaico
52
Figura 40 - Estado de Carga do sistema de armazenamento
Através da observação da Figura 38 e da Figura 40 vemos que a variação no estado de carga
do sistema de armazenamento, no novo sistema, é bastante superior. Comparativamente ao
sistema composto unicamente por um sistema fotovoltaico e um sistema de armazenamento, a
variação média do estado de carga da bateria no mês de Janeiro, vemos uma utilização bastante
mais intensa. Enquanto num sistema sem gerador o estado da bateria variava entre os 80% e os
45%, com a introdução do gerador o estado de carga médio do sistema de armazenamento varia
entre os 20% e os 68%, aproximadamente.
Da mesma forma, é visível na Figura 39, o funcionamento do gerador, quando a produção
fotovoltaica é menor, ao mesmo tempo que o estado de carga do sistema de armazenamento
diminui, devido a sua utilização para o fornecimento de energia.
Numa análise mais detalhada ao desempenho do gerador no sistema e à sua produção
elétrica, a simulação apresenta, para o gerador, uma produção de 764 kWh/ano, o que corresponde
a 7,16% da produção total. Para esta produção, são consumidos cerca de 509,78 litros/ano, com
um consumo específico de 0,67 litros/kWh sendo que o gerador trabalha cerca de 1407 horas/ano.
A eficiência média do gerador apresenta um valor de 16,56 %.
A maior parte dessa produção acontece nos meses de menor radiação solar, sendo que entre
Maio e Agosto o gerador praticamente não funciona.
53
Figura 41 - Potência do gerador nos vários meses do ano
Figura 42 - Produção do sistema fotovoltaico nos vários meses do ano
54
3.2.2.4 Paridade da rede
Feita a comparação entre os dois sistemas, para o ano zero, é importante verificar a
evolução ao longo dos próximos 25 anos, visto que um dos principais pontos negativos da
introdução de um gerador será o consumo de combustível e o custo associado a este consumo.
Figura 43 - Paridade com a rede (Sistema PV + Sistema de Armazenamento + Gerador)
A análise quanto à paridade da rede e a projeção para os próximos 25 anos revelou
resultados curiosos. Para o sistema considerado, a paridade da rede deverá ser atingida apenas
após o ano de 2029, a um custo de cerca de 0,397 €/kWh. Contudo, caso o preço da eletricidade
aumente a um ritmo de 2% ao ano, a paridade com a rede nunca será atingida com este sistema,
antes de 2040.
Comparativamente ao sistema composto pela parte fotovoltaica e com um sistema de
armazenamento, a paridade da rede é atingida mais tardiamente e a um LCOE mais elevado. O
principal fator que provoca esta situação é o preço do combustível, que se encontra associado a
um consumo relativamente elevado por parte do gerador. Apesar de um sistema com esta
composição apresentar custos de produção de energia inicialmente bastante mais baixos, ao longo
dos próximos 25 anos essa vantagem inicial é esbatida, visto que a redução dos preços, quer dos
sistemas fotovoltaicos quer dos sistemas de armazenamento de energia e os seus respetivos
componente é anulada pelo respetivo aumento dos preços dos combustíveis.
0,00
0,05
0,10
0,15
0,20
0,25
0,30
0,35
0,40
0,45
0,50
0,55
0,60
0,65
0,70
20
15
20
16
20
17
20
18
20
19
20
20
20
21
20
22
20
23
20
24
20
25
20
26
20
27
20
28
20
29
20
30
20
31
20
32
20
33
20
34
20
35
20
36
20
37
20
38
20
39
20
40
€/k
Wh
ANO
Paridade com a rede elétrica
Preço Eletricidade LCOE
55
Assim sendo, e tal como é percetível pela observação da Figura 43, os custos de produção
de energia apenas apresentam uma trajetória descente nos primeiros dez anos. A partir do ano de
2025, os custos de produção invertem a sua trajetória, passando a aumentar os custos de ano para
ano, atingindo no final do seu tempo de vida um custo de produção de energia, ainda que ligeiro,
superior em relação àquele que foi determinado para o seu início, cerca de 0,463 €/kWh.
3.2.2.4.1 Otimização do Sistema
Como foi demonstrado no ponto anterior, a eficiência do gerador é bastante baixa, inferior
a 20%, sendo que este trabalha maioritariamente nos meses de Inverno, quando a radiação solar
apresenta um valor mais baixo. Além disso, como também foi demostrado no ponto anterior
atingir a paridade com a rede torna-se bastante complicado, devido ao consumo de combustível
que o sistema implica e a evolução do seu preço.
Para contornar esta dificuldade acrescida optou-se por proceder a duas alterações: a
inclinação do sistema fotovoltaico e a eficiência do gerador considerado.
No que diz respeito à inclinação do sistema, que estava anteriormente definida pela
inclinação padrão do software, de valor igual à latitude, optou-se por alterar para 50° de
inclinação, por foram a aproveitar melhor a radiação solar no inverno, visto que existia ainda
alguma radiação que não se encontrava a ser aproveitada durante o verão.
Quanto ao gerador optou-se por considerar um gerador de maior potência. Este gerador de
maior potência estaria dimensionado para, numa situação hipotética, ser utilizado por um conjunto
de habitações, de modo a que, ao invés de cada habitação possuir um pequeno gerador, estas
teriam à sua disposição um gerador de maior capacidade. A potência disponibilizada para cada
habitação, não ultrapassaria à mesma 1 kW, tal como foi dimensionado na situação anterior. No
entanto, como existiriam diversos consumidores a utilizar um gerador de maior potência no
mesmo momento essa situação seria compensadora.
Desta forma, considerou-se um gerador com uma eficiência de 50%, determinada pelo
software para os níveis de consumo do gerador utilizado como referência. [58]
56
Figura 44 - Curva de eficiência do gerador otimizado
Figura 45 - Curva de consumo do gerador otimizado
A partir desta nova situação, várias melhorias são alcançadas. Comparativamente à situação
anterior, com a introdução de uma gerador mais eficiente e da alteração da inclinação dos painéis,
existe um melhor aproveitamento da energia elétrica produzida. O excesso de produção passa de
cerca 42% para 40,7%, correspondentes a 4221,9 kWh/ano. No total, é fornecida 99,7% da carga
exigida, pelo que a “capacity shortage” se mantem inalterada.
A produção de energia proveniente do gerador aumenta para 770 kWh/ano, o que
corresponde a 7,43% da produção total, mas o consumo de combustível diminui drasticamente
para 186,72 litros/ano, o que se traduz num consumo específico de combustível de 0,25
litros/kWh. A eficiência média também é bastante superior, atingindo um valor de 45,6%.
A diminuição do consumo de combustível devido à maior eficiência do gerador, é a
principal responsável pela melhoria, do ponto de vista económico e financeiro, do sistema
considerado.
Se anteriormente, o sistema apresentava um LCOE inicial de 0,455 €/kWh, agora é possível
obter um LCOE de 0,362 €/kWh, o que representa uma melhoria de quase 20% neste aspeto.
57
Esta solução revela-se assim com a mais benéfica, apresentando um LCOE menor, e
alcançado a paridade dentro dos próximos 5 anos, em 2020, ou na pior situação ponderada perto
do ano 2024.
Devido à nova eficiência considerada para o consumidor, mesmo tendo em conta possíveis
aumentos dos preços dos combustíveis esta solução mantém-se como a mais proveitosa do ponto
de vista económico dentro dos próximos 25 anos, como é possível observar na Figura 46.
Figura 46 - Paridade com a rede entre os diversos sistemas considerados
0,000,050,100,150,200,250,300,350,400,450,500,550,600,650,70
20
15
20
16
20
17
20
18
20
19
20
20
20
21
20
22
20
23
20
24
20
25
20
26
20
27
20
28
20
29
20
30
20
31
20
32
20
33
20
34
20
35
20
36
20
37
20
38
20
39
20
40
€/k
Wh
ANO
Paridade com a rede elétrica
Gerador Optimizado Gerador Inicial Sistema Inicial
58
3.3 Discussão
Como foi referido, esta análise teve como base um trabalho desenvolvido nos Estados
Unidos, pelo Rocky Mountain Institute e que serviu de base para o trabalho aqui apresentado. À
semelhança das conclusões obtidas por esse mesmo estudo, as mesmas também se encontram aqui
refletidas.
A conjugação de diversos fatores entre os quais a subida dos preços da eletricidade para o
consumidor doméstico, a diminuição dos custos dos sistemas fotovoltaicos e sistemas de
armazenamento ou os aumentos de eficiência energética nas habitações começa a mostrar que o
paradigma atual entre comercializador e consumidor está a mudar rapidamente.
Atendendo aos resultados alcançados neste estudo, a paridade com a rede poderá ser
alcançada dentro de 10 anos, num cenário otimista. Num cenário mais conservador poderá ser
alcançado dentro de 15 anos.
Se considerarmos a introdução de um gerador, poderão ser alcançados resultados ainda
mais positivos. No entanto, a introdução de um gerador só será rentável num longo prazo, com
eficiências altas o que só será possível em geradores de maior potência. E tal circunstância nem
sempre é possível, pois pressupõe-se que seria utilizado um gerador comum a várias habitações.
Desse modo, e mantendo o espirito inicial desta análise, com enfoque na utilização de um
sistema fotovoltaico com baterias, a verdade é que qualquer que seja o cenário considerado
relativamente ao sistema utilizado, a paridade com a rede será alcançada num período de tempo
bastante curto do ponto de vista das utilities.
Este facto leva a considerar vários pontos importantes. Para as utilities poderão estar em
causa milhares de clientes perdidos, e como tal, uma mudança brusca na fonte das receitas, visto
que esse é atualmente o seu papel no mercado, fornecer energia. Para os consumidores, representa
uma independência face às entidades tradicionais no sector da energia, e uma autonomia nova.
Esta nova situação causa um problema para as utilities, criando uma espiral da morte,
mostrando que o atual modelo de negócio destas irá deixar de ser rentável, obrigando-as a mudar
sob forma de desapareceram. A possível e expectável entrada dos sistemas fotovoltaicos
residenciais na casa dos consumidores domésticos levará a que estes deixem completamente a
rede ou caso ainda se mantenham ligadas a estas, deixarão de consumir a mesma quantidade de
energia. Não obstante, a forma de reagir das utilities não poderá ser nunca o aumento do preço da
eletricidade para compensar eventuais perdas nas receitas. Como ficou demonstrado, o aumento
do preço da eletricidade só fará acelerar esse desligamento da rede por parte dos consumidores.
59
A questão que se colocará, num futuro próximo, é definir o passo que as utilities darão a
seguir. Apesar de já vermos movimentações no mercado no sector do fotovoltaico residencial por
parte das principais utilities, estas também têm o condão de obstruir o mercado, não deixando que
os pequenos agentes consigam competir no fornecimento de soluções que garantam a
independência energética aos consumidores.
Tal situação poderá ser do interesse dos fornecedores e comercializadores de eletricidade,
mas num quadro maior, isso comprometerá também um diversificação de fontes produtores de
energia que é necessária e benéfica.
Assim, será importante discutir e estabelecer uma solução benéfica comum, pois a verdade
é que “a integração de sistemas fotovoltaicos com baterias numa rede elétrica, gera valor
acrescentado para os consumidores e a própria rede”, através de “melhores e novas opções de
gestão da rede e distribuição do excesso de produção ou armazenamento”[14].
60
4. Autoconsumo – Análise de um caso real
O autoconsumo de energia elétrica proveniente de fontes de energia renováveis, produzida
por consumidores domésticos, representa um novo paradigma no consumo de energia elétrica no
sector doméstico.
Este tipo de consumo, não satisfeito pelas entidades tradicionais do mercado, ou seja, as
utilities, habilita o consumidor doméstico a nova independência, anteriormente pouco comum. A
possibilidade de obter energia elétrica sem recorrer às redes de energia tradicionais protege o
consumidor das volatilidades dos mercados de energia[61] ao mesmo tempo que propicia um
aumento da competição na venda de energia ao consumidor final, impulsionando uma
transformação no sector já necessária.
A introdução deste tipo de consumo transforma torna igualmente os consumidores em
participantes ativos na gestão/distribuição de energia, “combinando dois fatores fundamentais: dá
ao consumidor uma escolha real e suporta uma transição para um mercado de energia
sustentável”[61]. Além disso, obriga o consumidor a potenciar ao máximo o aproveitamento da
energia produzida no local de consumo, incentivando o mercado a desenvolver soluções
complementares como armazenamento de energia ou eletrodomésticos “inteligentes”.
Reconhecendo, desse modo, a importância que o autoconsumo representa para um novo
caminho no sector energético, novas legislações começaram a ser criadas. No caso português, tal
sucedeu com a entrada em vigor do decreto-lei 153/2014 publicado a 20 de Outubro de 2014, que
“cria os regimes jurídicos aplicáveis à produção de eletricidade destinada ao autoconsumo e ao
da venda à rede elétrica de serviço público a partir de recursos renováveis, por intermédio de
Unidades de Pequena Produção.”[62].
O objetivo deste capítulo é proceder a uma análise da aplicação do regime de autoconsumo
doméstico, como se encontra definido pela legislação nacional atual, a uma caso real de uma
habitação. A intenção é:
Discutir as questões que se põem neste regime de autoconsumo doméstico;
Verificar até que ponto os pressupostos da legislação, concretizados nos exemplos
concretos associados à legislação, se observam.
Para tal, serão utilizadas medições de consumo e de produção fotovoltaica numa habitação
da área metropolitana de Lisboa.
61
4.1 O Decreto-Lei que criou o regime de autoconsumo
O decreto-lei nº153/2014, de 20 de Outubro, “estabelece o regime jurídico aplicável à
produção de eletricidade, destinada ao autoconsumo na instalação de utilização associada à
respetiva unidade produtora”.[15]
Para a análise que se pretende fazer neste ponto, é importante levar em conta o decreto de
lei, que estabelece a remuneração da energia proveniente das unidades de produção para
autoconsumo.
Ora, de acordo com o artigo 24º:
𝑅𝑈𝑃𝐴𝐶,𝑚 = 𝐸𝑓𝑜𝑟𝑛𝑒𝑐𝑖𝑑𝑎,𝑚 × 𝑂𝑀𝐼𝐸𝑚 × 0,9 (6)
“Onde:
a) RUPAC, m representa a remuneração da eletricidade fornecida à rede elétrica, no mês m
em €;
b) Eforncecida, m representa a energia fornecida no mês m, em kWh;
c) OMIEm representa o valor resultante da média aritmética simples dos preços de fecho
do operador do mercado ibérico de energia para Portugal relativos ao mês m, em
€/kWh.”
Não obstante, importa referir que a forma como o decreto-lei foi apresentado e divulgado,
pois o modo como os exemplos ilustrativos são expostos ou os valores utilizados relativamente
ao consumo e produções fotovoltaicos são fundamentais para considerar se há uma medida de
valor acrescentado ou se é inexistente.
Os exemplos exibidos nos documentos oficiais apresentam para os consumidores
residenciais, duas situações:
1. Uma habitação com uma potência contratada de 10,35 kVA e uma UPAC de 2
kW teria uma TIR de 8,6%, e um payback a 10 anos, resultantes de poupanças
anuais de 480 €/ano e uma faturação resultante da injeção de energia na rede de
34 €/ano.
2. Uma habitação com uma potência contratada de 10,35 kVA e uma UPAC de 1
kW, teria uma TIR de 12,3%, e um payback a 8 anos, resultantes de poupanças
anuais de 341 €/ano, não existindo injeção de energia na rede.
Estes exemplos pressupõem um consumo e produções tipificadas como aquelas
representadas na Figura 47, sendo que estes nem sempre se verificam pelo que é difícil assumir
compromissos em termos de vantagens financeiras.
62
Figura 47-Diagrama de produção e consumo utilizado no documento de promoção ao Decreto-
Lei 153/2014[63]
Para obterem as conclusões apresentadas nos exemplos acima referidos, foram tidos em
conta alguns pressupostos para os dois exemplos, apresentados no seguinte quadro:
Tabela 15 - Pressupostos considerados para o exemplo 1, na apresentação da legislação para o autoconsumo[63]
Exemplo 1
UPAC Instalação de consumo
Potência 2 kW Potencia Instalada 10,35 kVA
Investimento c/IVA 5 144 € Consumo anual 5 619 kWh
Produção anual 3 044 kWh Cheio (0,1821 €/kWh + IVA) 3 595 kWh
Autoconsumo 2 143 kWh Vazio (0,0955 €/kWh + IVA) 2 024 kWh
Poupança 480 € Gasto anual 1 043 €
Injeção na rede 902 kWh
Faturação 34 € Consumo RESP 3 476 kWh
Custo 563 €
Tarifa média UPAC 0,169 €/kWh
TIR 8,60 %
Payback Ano 10
63
Tabela 16 - Pressupostos considerados para o exemplo 2, na apresentação da legislação para o autoconsumo[63]
Exemplo 2
UPAC Instalação de consumo
Potência 1 kW Potencia Instalada 10,35 kVA
Investimento c/IVA 2 575 € Consumo anual 5 619 kWh
Produção anual 1 522 kWh Cheio (0,1821 €/kWh + IVA) 3 595 kWh
Autoconsumo 1 522 kWh Vazio (0,0955 €/kWh + IVA) 2 024 kWh
Poupança 341 € Gasto anual 1 043 €
Injeção na rede 0 kWh
Faturação 0 € Consumo RESP 4 097 kWh
Custo 702 €
Tarifa média UPAC 0,224 €/kWh
TIR 12,3 %
Payback Ano 8
4.2 Metodologia
Para proceder à análise acima referida foi necessário caracterizar dois pontos: o consumo
elétrico da habitação, e a variabilidade solar na respetiva localização, de modo a ser aferida uma
possível produção elétrica proveniente de um sistema solar fotovoltaico instalado na habitação.
4.2.1 Medição do consumo elétrico doméstico
O primeiro fator a caracterizar foi o consumo doméstico da habitação. A habitação
escolhida pertence ao autor do estudo aqui apresentado. A habitação referida possui 5 habitantes,
com uma potência contratada de 6,9 kVA monofásica. Encontra-se localizada na freguesia de
Corroios, concelho de Seixal, no distrito de Setúbal.
Para caracterizar o consumo doméstico da habitação em causa, foi medida a corrente
elétrica (como medida aproximada da potência instantânea, uma vez que as flutuações da tensão
da rede são pequenas) no quadro elétrico durante 13 dias consecutivos, entre 31 de Dezembro de
2014 e 11 de Janeiro de 2015, com um intervalo de 5 segundos entre cada medição.
64
Por forma a proceder a estas medições, foi construído um medidor com recurso a um
Arduíno e uma pinça amperimétrica. A construção do medidor teve por base um projeto em
código aberto [64] já desenvolvido com recurso à plataforma Arduíno, representado na Figura 51.
A utilização deste modelo já desenvolvido foi alvo de poucas alterações. Foi alterado o
modelo do sensor de corrente, visto que no modelo já existente estava previsto a utilização de um
sensor de corrente com capacidade para medir até 100 A[65], tendo-se no entanto optado pela
utilização de um sensor de menor capacidade até 30 A[66][67]. Foi feita apenas mais uma única
alteração, sendo esta a retirada de uma resistência incluída no modelo inicial, visto que esta não
seria necessária devido à presença de uma resistência interna no sensor de corrente utilizado.
Finalizada a construção do medidor, foi necessário introduzir o código no Arduíno de modo
a que a leitura pudesse ser transferida e guardada no computador. O código utilizado já se
encontrava desenvolvido, pelo que apenas foi necessário proceder à sua adaptação alterando
apenas a constante de calibração.
Figura 48 - Vista do sensor no quadro elétrico da habitação
4.2.1.1 Constante de Calibração
A constante de calibração apresentada no código representa um “fator de correção” criada
para o software ser capaz de apresentar a leitura efetuada pelo sensor de corrente, num valor
significativo para o utilizador.
A constante apresentada, no código base, com o valor 111,1 está relacionado com o modelo
utilizado, incluindo os elementos considerados na construção do sensor, nomeadamente o sensor
de corrente e a resistência de carga. Ora, não estando estes elementos presentes no medidor
construído, optou-se apenas por fazer referência ao método teórico que se encontra por trás do
código desenvolvido para o cálculo da constante de calibração.
65
Visto que, no medidor construído, foi utilizado um sensor que já possui uma resistência
interna, com as características indicadas na Figura 53, o processo de cálculo da constante de
calibração tornou-se bastante mais simples, sendo apresentado pelas equações[68] abaixo
indicadas:
𝑖(𝑚𝑒𝑑𝑖𝑑𝑜) = √2 × 𝑖(𝑟𝑚𝑠_𝑐𝑜𝑟𝑟𝑒𝑛𝑡𝑒)
(7)
𝑖(𝑠𝑒𝑛𝑠𝑜𝑟) =
𝑖(𝑚𝑒𝑑𝑖𝑑𝑜)
𝑛𝑢𝑚𝑒𝑟𝑜_𝑣𝑜𝑙𝑡𝑎𝑠
(8)
𝑐𝑜𝑛𝑠𝑡𝑎𝑛𝑡𝑒𝑐𝑎𝑙𝑖𝑏𝑟𝑎çã𝑜 =
𝑖(𝑚𝑒𝑑𝑖𝑑𝑜)𝑖(𝑠𝑒𝑛𝑠𝑜𝑟)
𝑅_𝑏𝑢𝑟𝑑𝑒𝑛
(9)
No caso do sensor utilizado e atendendo às suas características foram efetuados os
seguintes cálculos:
𝑖(𝑚𝑒𝑑𝑖𝑑𝑜) = √2 × 30 ≅ 42,426
𝑖(𝑠𝑒𝑛𝑠𝑜𝑟) =42,426
1800≅ 0,02357
𝑐𝑜𝑛𝑠𝑡𝑎𝑛𝑡𝑒𝑐𝑎𝑙𝑖𝑏𝑟𝑎çã𝑜 =
42,4260,02357
62≈ 29
Obtido o valor da constante de calibração foi necessário aferir se este valor seria o real,
visto que, por exemplo, as resistências do sistema podem não apresentar os valores indicados.
Para tal e utilizando um gerador de corrente e uma pinça amperimétrica corretamente calibrada,
foram comparados os valores obtidos pela pinça e pelo medidor em Arduíno, de forma a
determinar a constante de calibração correta a inserir no código para Arduíno.
Foram retiradas cinco séries de dados, sendo os resultados obtidos apresentados na Figura
50. A constante de calibração foi corrigida após cada série de dados, de forma a determinar uma
constante suficientemente correta. Face aos dados obtidos, a constante de calibração foi alterada
para o valor final de 31,871.
Finalizado o processo acima referido, o medidor em Arduíno foi colocado no quadro
elétrico da habitação, por forma a registar os valores pretendidos.
66
Figura 49 - Montagem para determinação da constante de calibração
Figura 50 - Dados obtidos para calibração do medidor em Arduíno
y = 1,1041x - 0,0422
y = 1,0965x + 0,0352
y = 1,0998x - 0,0196
y = 1,0011x - 0,0389
y = 1,0001x + 0,0016
0
5
10
15
20
25
30
35
0 5 10 15 20 25 30 35
Co
rren
te m
edid
a p
ela
pin
ça
amp
erim
étri
ca [
A]
Corrente medida pelo Arduino [A]
Calibração do medidor em Arduino
67
Figura 51 - Representação esquemática do modelo base para a construção do sensor[64]
Figura 52- Código base utilizado em Arduíno[64]
68
Figura 53 - Características técnicas do sensor de corrente utilizado[66]
4.2.2 Medição da variabilidade solar
Para concretizar este passo, foi necessário proceder à construção de um medidor de
variabilidade solar, por forma a ser possível estimar uma produção fotovoltaica real, no local da
habitação, com um igual intervalo de 5 segundos entre cada medição e de forma sincronizada com
o medidor de consumo elétrico instalado no quadro elétrico da habitação.
A localização geográfica da habitação é dada pelas coordenadas 38º63’N, 9º168’ W, sendo
que nesta localização a radiação solar tem um valor médio de 3470 Wh/m2/dia[69], no plano
horizontal.
Para compreender o processo, é primeiramente necessário compreender alguns conceitos
associados às células solar fotovoltaicas.
4.2.2.1 Características das células fotovoltaicas
As células fotovoltaicas são dispositivos eletrónicos que permitem converter radiação solar
diretamente em eletricidade. São compostas por um ou mais materiais semicondutores, sendo que
o material mais comum é o silício e possuem na base da sua construção uma junção p-n. Neste
tipo de junção, temos semicondutores do tipo n, que possuem um excesso de cargas positivas
fixas e semicondutores do tipo p, que possuem um excesso de carga negativas fixas. [70]
A absorção dos fotões pelo semicondutor permite fornecer a energia suficiente para os
eletrões passarem para um nível superior de energia, denominado por banda de condução, e a
junção p-n dos semicondutores permite que estes sejam captados e transmitidos para o circuito
externo, criando assim uma corrente elétrica[71]. O objetivo será que o eletrão dissipe a sua
energia no circuito externo, e que possa voltar então à célula fotovoltaica.
Uma célula fotovoltaica produz assim uma corrente e tensão elétrica, pelo que uma das
formas mais utilizadas para caracterizar uma célula fotovoltaica é recorrendo a uma curva IV.
Esta não é mais do que a “sobreposição da curva IV de um díodo de junção p-n no escuro com a
corrente produzida pela radiação incidente”[72]. A curva IV fornece informações importantes
quanto ao funcionamento da célula, nomeadamente a corrente de curto-circuito (ISC), sendo esta
69
a corrente máxima da célula que ocorre quando a diferença de potencial aos terminais da célula é
nula, e a tensão em circuito-aberto (VOC) que será a tensão máxima fornecida pela célula quando
a corrente ao longo do circuito é inexistente.
Figura 54 - Curva IV típica[72]
O conceito de corrente de curto-circuito e a sua dependência de vários fatores representam
para o método experimental aqui explicitado uma importância acrescida. Os fatores que mais
influenciam a corrente de curto-circuito são:
a) “O numero de fotões, ou seja, a potência da radiação incidente, sendo que a corrente de
curto-circuito de uma célula fotovoltaica diretamente dependente da intensidade da luz
solar.”
b) “O espectro da radiação incidente”
c) “As propriedades óticas da célula fotovoltaica”
d) “A área da célula fotovoltaica, sendo que é mais comum, d forma a remover a
dependência da aérea, designar a corrente de curto-circuito por densidade de corrente de
corto circuito (JSC em mA/cm2) ”[73]
Devido às características que as células fotovoltaicas apresentam, ao nível da corrente de
curto-circuito, tornam-se os dispositivos ideais para a construção de um piranómetro simples,
visto que a corrente de curto-circuito depende linearmente da intensidade da radiação. Isto
significa que a mesma célula apresenta variações no valor da corrente de curto-circuito,
proporcionais à variação da radiação solar, sendo assim possível obter uma estimativa da
variabilidade solar num determinado local.
70
4.2.2.2 Construção do medidor
A construção deste medidor teve como base a utilização de um Arduíno para registar os
valores de tensão aos terminais de uma resistência percorrida pela corrente proveniente das duas
células fotovoltaicas utilizadas. Para tal, foi utilizado um Arduíno com um Data Logger[74], de
forma a ser possível armazenar os dados num cartão de memória, as duas células fotovoltaicas já
referidas, de modo aumentar a tensão de circuito-aberto (VOC) e uma resistência.
Sabendo, pelas características das células fotovoltaicas, que a corrente de curto-circuito é
proporcional à radiação incidente nas mesmas, o objetivo seria medir a tensão entre os terminais
da resistência através do Arduíno e registar os valores obtidos, acompanhado de um registo
temporal.
Contudo, visto que apenas na região de curto-circuito da célula fotovoltaica a corrente é
proporcional à radiação, seria necessário assegurar que a célula se encontrava nessa zona de
funcionamento, daí a colocação de uma resistência de baixo valor.
A caracterização das células já havia sido feita[75], para condições simuladas de 1000
W/m2, sendo os valores indicadas pelo fabricante para a corrente de curto-circuito de 0,3 A e de
1,5 V para a tensão em circuito aberto, para estas condições.
A caracterização experimental das células utilizadas encontra-se indicada na seguinte
figura, sendo igualmente representada a curva da resistência utilizada, com um valor de 4,1 Ω.
Das 3 curvas IV apresentadas, deduz-se que se deve usar a ligação em série das células, de forma
a operarmos no regime em que a corrente das células é aproximadamente igual à de curto-circuito.
71
Figura 55 - Curva IV das células fotovoltaicas utilizadas no medidor
Figura 56 - Curva da potência em função da tensão das células fotovoltaicas
Desse modo, foi possível seguir o seguinte raciocínio: visto que a célula se encontra a
operar na região de curto-circuito, devido à colocação da resistência indicada, a tensão medida
pelo Arduíno nos terminais desta, será igualmente proporcional à radiação incidente na célula,
assim como a potência extraída da mesma.
0
0,1
0,2
0,3
0,4
0,5
0,6
0 0,5 1 1,5 2 2,5 3 3,5
Co
ren
te [
A]
Tensão [V]
Curva I-V1 Módulo 2 Módulos Paralelo 2 Módulos Série Resistência
0
0,1
0,2
0,3
0,4
0,5
0,6
0 0,5 1 1,5 2 2,5 3 3,5
Po
tên
cia
[W]
Tensão [V]
Potência (V)
1 Módulo
2 MódulosParalelo
2 MódulosSérie
72
𝑉 ∝ 𝐼𝑆𝐶 ∝ 𝑃 =
𝐼
𝐼0× 𝑃𝑛𝑜𝑚𝑖𝑛𝑎𝑙
(10)
Seguindo o raciocino apresentado pela equação 10, será possível obter uma estimativa de
uma qualquer produção fotovoltaica, qualquer que seja a potência do sistema fotovoltaico
considerado. Sabendo ainda que a corrente de curto-circuito medida em laboratório, para uma
ligação de duas células fotovoltaicas em série, foi de 0,27 A, tendo sido utilizada uma resistência
de 4,1 Ω temos que:
𝑉𝑅 = 𝑅 × 𝐼 (11)
𝑉0 = 4,1 × 0,27 = 1,107 𝑉 (12)
Ou seja, teremos uma medição de 1,107 V nos terminais da resistência para uma radiação
incidente de 1000 W/m2.
Mantendo, as proporcionalidades entre as várias características representadas pela equação
10, é ainda possível apresentar a seguinte fórmula de cálculo para uma possível produção
fotovoltaica por um sistema com uma dada potência nominal:
𝑃𝑠𝑖𝑠𝑡𝑒𝑚𝑎 =
𝑉𝑚𝑒𝑑𝑖𝑑𝑜
𝑉0× 𝑃𝑛𝑜𝑚𝑖𝑛𝑎𝑙
(13)
4.3 Análise de Resultados
Após a criação dos respetivos medidores, foram obtidos os dados relativos à variabilidade
solar e ao consumo elétrico na habitação, por forma a aferir qual o impacto que um possível
autoconsumo proveniente de um sistema solar fotovoltaico instalado na respetiva habitação
tivesse na fatura de eletricidade, num dado período de tempo.
4.3.1 Consumo elétrico doméstico
O consumo elétrico na habitação foi medido durante 13 dias consecutivos, entre 30 de
Dezembro de 2014 e 11 de Janeiro de 2015, com intervalo de tempo de cinco segundos entre cada
medição. É importante realçar, que os dados apresentam uma falha de registo, no dia 4 de Janeiro,
Domingo, a partir das 18:42:05, devido a uma falha no medidor, apenas corrigida no dia seguinte.
Isto significa, que os dados referentes ao consumo elétrico nesse dia não se encontram completos,
pelo que se considerou essa situação como uma situação de consumo inexistente.
73
Devido à extensão dos dados, optou-se por apresentar apenas uma porção dos mesmos, de
modo a ser mais fácil observar a variação do consumo na habitação e como este assume perfis
com picos bastantes irregulares e imprevisíveis.
Nos seguintes gráficos, apresenta-se o registo do consumo doméstico em diferentes dias e
momentos.
Figura 57- Consumo elétrico, dia 1 de Janeiro de 2015, entre as 12:45 e 13:00
Figura 58 - Consumo elétrico ao longo do dia 3 de Janeiro de 2015
0
500
1000
1500
2000
2500
3000
3500
4000
4500
5000
12:45 12:46 12:47 12:48 12:49 12:50 12:51 12:52 12:53 12:54 12:55 12:56 12:57 12:58 12:59 13:00
Po
tên
cia
[W]
Horas
Quinta-feira, 1 de Janeiro de 2015
0
1000
2000
3000
4000
5000
6000
7000
8000
9000
0:0
00
:41
1:2
22
:03
2:4
43
:25
4:0
74
:48
5:2
96
:10
6:5
17
:32
8:1
48
:55
9:3
61
0:1
71
0:5
81
1:3
91
2:2
11
3:0
21
3:4
31
4:2
41
5:0
51
5:4
61
6:2
81
7:0
91
7:5
01
8:3
11
9:1
21
9:5
32
0:3
52
1:1
62
1:5
72
2:3
82
3:1
9
Po
tên
cia
[W]
Horas
Sábado, 3 de Janeiro de 2015
74
Figura 59 - Consumo elétrico, no dia 5 de Janeiro de 2015 entre as 15:30 e as 18:30
Como é possível observar nas Figuras 57 a 58 acima apresentadas, o consumo doméstico
na habitação em causa é um pouco irregular, no sentido em que não apresenta as linhas estáveis
de consumo habituais. Na verdade, a medição in loco, permite perceber o impacto que a utilização
típica dos eletrodomésticos tem na medição do consumo doméstico.
Sendo notória a existência de uma linha de base de consumo ao longo do dia, também é
visível a existência de picos de consumos, associados principalmente à utilização dos
eletrodomésticos, como microondas, fornos ou ar condicionado. Estes eletrodomésticos, com uma
utilização temporal mais curta, como os microondas, ou o ar condicionado que vai adaptando o
seu consumo e potência às condições ambientes da habitação, provocam as tais “distorções” no
gráfico e apresentam potências instantâneas elevadas num curto período de tempo. O que também
é notório nos gráficos apresentados é que os perfis de consumo considerados típicos, com maiores
consumos perto do meio-dia e no final de tarde, e maiores consumos nos fins de semana nem
sempre se verificam, o que implica que a aferição da utilidade económica e energética de uma
instalação fotovoltaica para autoconsumo deve ser feita tendo em conta uma análise prévia do
consumo da habitação.
Como se pode observar, nas Figura 58 e Figura 59, entre as 15:30 e as 18:30 de segunda-
feira chegam a ser atingidas potências superiores às registadas sábado, dia 3 de Janeiro. Além
disso, observando o gráfico referente às potências medidas no dia 3 de Janeiro, sábado, é notório
que não existe uma curva de consumo semelhante àquela que é definida pelo diagrama de carga
típico para um dia de fim de semana, semelhante aos perfis de consumo considerados no Capítulo
3.
0
2000
4000
6000
8000
10000
12000
15
:30
15
:36
15
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16
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16
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:23
16
:30
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16
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17
:03
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18
:03
18
:10
18
:16
18
:23
18
:30
Po
tên
cia
[W]
Horas
Segunda-feira, 5 de Janeiro de 2015
75
4.3.2 Variabilidade solar
Como já foi referido, a medição da variabilidade solar no local permite calcular uma
potencial produção fotovoltaica a partir de uma instalação na habitação.
Os gráficos aqui apresentados referem-se às medições efetuadas e aos respetivos dados
registados pelo Arduíno. Por uma questão de maior compreensão, decidiu-se apresentar os dados
obtidos nos mesmos períodos dos apresentados quanto ao consumo doméstico.
Figura 60 - Variabilidade solar, dia 1 de Janeiro entre as 12:45 e as 13:00
Figura 61 - Variabilidade solar, dia 3 de Janeiro
0,00
0,01
0,02
0,03
0,04
0,05
0,06
0,07
0,08
0,09
0,10
0,11
0,12
12:45 12:46 12:47 12:48 12:49 12:50 12:51 12:52 12:53 12:54 12:55 12:56 12:57 12:58 12:59 13:00
Ten
são
[V
]
Horas
Quinta-feira, 1 de Janeiro de 2015
0,00
0,10
0,20
0,30
0,40
0,50
0,60
0,70
0,80
0:0
00
:41
1:2
22
:03
2:4
43
:25
4:0
74
:48
5:2
96
:10
6:5
17
:32
8:1
48
:55
9:3
61
0:1
71
0:5
81
1:3
91
2:2
11
3:0
21
3:4
31
4:2
41
5:0
51
5:4
61
6:2
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7:0
91
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8:3
11
9:1
21
9:5
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0:3
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1:1
62
1:5
72
2:3
82
3:1
9
Ten
são
[V
]
Horas
Sábado, 3 de Janeiro
76
Figura 62 - Variabilidade solar, dia 5 de Janeiro entre as 15:30 e as 18:30
O registo deste tipo de dados permite perceber a variabilidade que a radiação solar pode
apresentar, e que as curvas de radiação solar nem sempre se verificam. Através da Figura 61 é
visível que nesse dia a radiação solar apresentou uma maior intensidade entre as 10h e as 11h da
manhã, tendo a partir dessa hora apresentado uma diminuição forte na sua intensidade. Na Figura
60, é notório que no período de 15 minutos apresentado a radiação solar exibiu uma intensidade
bastante estável, com poucas variações.
4.3.3 Custos e proveitos
Obtidos os dados essenciais para uma análise económica e enérgica a uma situação de
autoconsumo numa habitação, foi determinada a produção energética proveniente de um sistema
solar fotovoltaico.
De acordo com o nº 1, do artigo 5º do decreto-lei 153/2014, que regula o autoconsumo em
Portugal, a unidade de pequena produção instalada na habitação não deverá exceder a potência
contratada para a residência em causa, e de acordo com a alínea e) do artigo 8º,a UPAC deve ser
dimensionada “de forma a garantir a aproximação, sempre que possível, da energia elétrica
produzida com a quantidade de energia elétrica consumida na instalação elétrica de utilização;”.
Desse modo, para esta análise foi considerado um sistema com uma potência nominal de 6 kWp,,
com a qual estavam assegurados os pressupostos enunciados pelo decreto-lei.
Foram considerados todos os consumos e produções energéticas no referido período
temporal e analisadas as quantidade que poderiam ser autoconsumidas imediatamente, e o excesso
0,00
0,01
0,02
0,03
0,04
0,05
0,06
0,07
15
:30
15
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:43
15
:50
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:56
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:03
16
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16
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:56
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18
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18
:16
18
:23
18
:30
Ten
são
[V]
Horas
Segunda-feira, 5 de Janeiro
77
que poderia ser injetado na rede. Foram igualmente analisadas as poupanças monetárias
provenientes desse mesmo consumo, ou seja, eletricidade que deixaria de ser proveniente do
fornecedor contratado para o efeito, e também os proveitos retirados da injeção de energia elétrica
na rede de eletricidade pública, conforme estipulado pelo decreto-lei.
Figura 63 - Consumos e produções elétricas na habitação
Tabela 17 - Consumos e Proveitos energéticos
Dias Consumo
Eletricidade [kWh]
Produção PV
[kWh]
Consumo
Eletricidade c/PV
[kWh]
Exportação Rede
[kWh]
30-12-2014 Terça-feira 56,122 8,593 50,098 2,569
31-12-2014 Quarta-feira 60,998 8,600 56,423 4,025
01-01-2015 Quinta-feira 59,099 8,593 54,529 4,024
02-01-2015 Sexta-feira 36,766 6,905 31,669 1,808
03-01-2015 Sábado 53,039 7,365 47,656 1,982
04-01-2015 Domingo 19,971 7,200 16,589 3,818
05-01-2015 Segunda-feira 41,187 8,462 36,129 3,404
06-01-2015 Terça-feira 59,312 7,069 52,509 0,266
07-01-2015 Quarta-feira 50,600 5,182 45,598 0,180
08-01-2015 Quinta-feira 51,451 6,379 45,698 0,626
09-01-2015 Sexta-feira 57,786 11,926 46,860 1,001
10-01-2015 Sábado 45,451 12,413 37,879 4,841
11-01-2015 Domingo 62,895 11,910 53,041 2,055
TOTAL 654,679 110,598 547,679 30,598
0,0
10,0
20,0
30,0
40,0
50,0
60,0
70,0
kWh
Consumo e produções elétricas
Consumo Eletricidade Consumo eletricidade c/PV Produção PV Exportação para a rede
78
Figura 64 - Comparação entre consumo doméstico e consumo doméstico com autoconsumo,
no dia de 1 Janeiro de 2015
Figura 65 - Comparação entre consumo doméstico e consumo doméstico com autoconsumo, no dia de 3 Janeiro de 2015
0
1000
2000
3000
4000
50001
2:4
5
12
:45
12
:46
12
:46
12
:47
12
:47
12
:48
12
:48
12
:49
12
:49
12
:50
12
:50
12
:51
12
:51
12
:52
12
:52
12
:53
12
:53
12
:54
12
:54
12
:55
12
:55
12
:56
12
:56
12
:57
12
:57
12
:58
12
:58
12
:59
12
:59
13
:00
Po
tên
cia
[W
]
Horas
Consumos domésticos, quinta-feira, dia 1 de Janeiro de 2015
Consumo Doméstico Consumo Doméstico c/ PV
0
1000
2000
3000
4000
5000
6000
7000
8000
9000
0:0
0
0:4
1
1:2
2
2:0
3
2:4
43
:25
4:0
7
4:4
85
:29
6:1
0
6:5
1
7:3
28
:14
8:5
5
9:3
61
0:1
71
0:5
8
11
:39
12
:21
13
:02
13
:43
14
:24
15
:05
15
:46
16
:28
17
:09
17
:50
18
:31
19
:12
19
:53
20
:35
21
:16
21
:57
22
:38
23
:19
Po
tên
cia
[W
]
Horas
Consumos domésticos, sábado, dia 3 de Janeiro
Consumo Doméstico Consumo doméstico c/ PV
79
Figura 66 - Comparação entre consumo doméstico e consumo doméstico com autconsumo, no
dia 5 de Janeiro de 2015
Por forma a determinar a produção fotovoltaica, como já foi referido, considerou-se um
sistema fotovoltaico de 6 kWp e face à variabilidade solar medida, determinou-se a produção
fotovoltaica correspondente. Analisando os dados obtidos verifica-se que nessa semana, seria
obtida uma produção fotovoltaica próxima de 110,6 kWh, sendo que a produção máxima num dia
teria o valor de 12,4 kWh e a produção mínima o valor de 5,2 kWh. É assim notório que, numa
mesma semana, a variabilidade solar é elevada sendo possível obter variações superiores a 100%
entre diferentes dias na produção elétrica, relativamente aos dias de menor e maior produção
elétrica. Contudo, também se verifica que a produção fotovoltaica é mais constante em períodos
de cerca de 2 a 3 dias, com pequenas variações, visto que nos primeiros três dias de registos a
produção elétrica seria semelhante, assim como nos três últimos dias.
Ao nível do consumo elétrico na habitação, foi contabilizado um consumo total, nos 13
dias, de quase 655 kWh, incluindo ainda assim, o consumo de dia 4 de Janeiro, dia onde ocorreu
uma falha no medidor, evidente pela disparidade de consumo nesse dia comparando com os
restantes dias.
Através da análise das Figuras 63 a 66, escolhidas para apresentar as variações no consumo
doméstico com a introdução do autoconsumo nos dias exemplo, verifica-se o impacto que este
tem na diminuição do consumo. No período horário selecionado do dia de 1 Janeiro, é possível
verificar que todo o consumo elétrico doméstico naquele período horário seria menor, com a
colocação de um sistema fotovoltaico.
0
2000
4000
6000
8000
10000
12000
15
:30
15
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:55
16
:01
16
:06
16
:11
16
:16
16
:21
16
:26
16
:32
16
:37
16
:42
16
:47
16
:52
16
:57
17
:03
17
:08
17
:13
17
:18
17
:23
17
:28
17
:34
17
:39
17
:44
17
:49
17
:54
17
:59
18
:05
18
:10
18
:15
18
:20
18
:25
pP
tên
cia
[W]
Horas
Consumo doméstico, segunda-feira, 5 de Janeiro
Consumo Doméstico Consumo Doméstico c/ PV
80
Na Figura 65 é claramente visível um período entre as 9:00 da manhã e as 10:30, em que
praticamente todo o consumo doméstico seria suprimido pela produção fotovoltaica, não
existindo a necessidade de comprar energia elétrica à rede elétrica. É visível pela figura que o
consumo doméstico com autoconsumo fotovoltaico é praticamente nulo nesse período o que
significa que a produção fotovoltaica seria superior ao consumo elétrico na habitação.
Na Figura 66, a diminuição do consumo não é tão evidente nesse período, e como se
percebe em relação à Figura 62, onde a radiação solar seria mais intensa perto das 15:30, sendo
que a partir das 17:00, seria praticamente nula, também é notório que é nesse período onde existe
uma diminuição na importação de eletricidade da rede.
Tabela 18 - Custos e proveitos monetários
Dias Consumo
Eletricidade
Consumo
Eletricidade c/ PV Poupança
Remuneração
Rede
Total
Poupança
30-12-2014 Terça-feira 8,91 € 7,95 € 0,96 € 0,10 € 1,05 €
31-12-2014 Quarta-feira 9,68 € 8,95 € 0,73 € 0,15 € 0,88 €
01-01-2015 Quinta-feira 9,38 € 8,65 € 0,73 € 0,15 € 0,88 €
02-01-2015 Sexta-feira 5,83 € 5,03 € 0,81 € 0,07 € 0,88 €
03-01-2015 Sábado 8,42 € 7,56 € 0,85 € 0,08 € 0,93 €
04-01-2015 Domingo 3,17 € 2,63 € 0,54 € 0,15 € 0,68 €
05-01-2015 Segunda-feira 6,54 € 5,73 € 0,80 € 0,13 € 0,93 €
06-01-2015 Terça-feira 9,41 € 8,33 € 1,08 € 0,01 € 1,09 €
07-01-2015 Quarta-feira 8,03 € 7,24 € 0,79 € 0,01 € 0,80 €
08-01-2015 Quinta-feira 8,17 € 7,25 € 0,91 € 0,02 € 0,94 €
09-01-2015 Sexta-feira 9,17 € 7,44 € 1,73 € 0,04 € 1,77 €
10-01-2015 Sábado 7,21 € 6,01 € 1,20 € 0,19 € 1,39 €
11-01-2015 Domingo 9,98 € 8,42 € 1,56 € 0,08 € 1,64 €
TOTAL 103,90 € 91,2 € 12,7 € 1,17 € 13,87 €
Os quadros e figuras apresentados acima pretendem mostrar um resumo dos consumos e
produção elétrica fotovoltaica e os custos e proveitos retirados.
Respeitante ao aproveitamento da energia produzida para autoconsumo, ponto central de
análise, verifica-se que este irá depender totalmente da correlação entre os períodos de maior
produção elétrica e períodos de consumo. Ou seja, o aproveitamento será tanto ou mais
proveitoso, quanto as alturas de maior consumo energético sejam coincidentes com as alturas de
maior produção fotovoltaica. Se é verdade que, na semana analisada, na contabilização total ao
final do dia existem períodos em que o aproveitamento da energia é de quase 100%, ou seja,
praticamente toda a energia produzida pelo sistema fotovoltaico seria consumida no próprio
81
instante pelas instalações da habitação, existem alguns dias, onde o aproveitamento se situa à
volta dos 50% e 60%, como se verifica na Figura 67.
Figura 67 - Aproveitamento da produção elétrica
Quanto aos custos e proveitos monetários foram calculados o custo da energia consumida
proveniente da rede pública de eletricidade e a remuneração proveniente da venda de eletricidade
para a rede.
Para determinar o custo da energia consumida, considerou-se um preço de 0,1587 €/kWh
[33] valor para a energia consumida, valor definido para as tarifas reguladas e o praticado pelo
fornecedor de energia elétrica para a habitação em estudo. Para apurar os proveitos resultantes da
venda de energia à rede, considerou-se um valor de 0,04257 €/kWh [76].
Considerando os valores acima apresentados, face aos dados medidos determinou-se que a
energia consumida apresentaria um custo de 103,9 €, nos 13 dias apreciados. No que diz respeito,
às poupanças potenciais que o sistema permitira alcançar, atendendo à quantidade de energia
consumida em regime de autoconsumo, a fatura desses dias diminuiria para os 91,2 € o que
representa uma poupança de 12,22%. Ainda assim, face ao excesso de energia produzida
ocasionalmente e fornecida à rede, essa poupança aumentaria ligeiramente visto que a energia
exportada para a rede pública de eletricidade seria remunerada num total de 1,17 € justificada
pelos quase 30,6 kWh produzidos em excesso. A poupança total representaria assim uma
diminuição de 13,35% nos custos associados unicamente ao consumo de energia.
0%10%20%30%40%50%60%70%80%90%
100%
Dias
Aproveitamento da produção elétrica
% Injectada na rede % Auto-Consumo
82
É importante também analisar o raciocínio que está presente nas estimativas apresentadas
pelo Governo de Portugal e elencadas na Tabela 15 e Tabela 16 e a credibilidade dos exemplos.
Para tal, optou-se por conjeturar algumas estimativas para ser possível calcular a relevância
económica do ponto de vista do consumidor, tal como apresentado no documento de divulgação
do decreto-lei.[63]
É necessário realçar, neste ponto, que as estimativas aqui presentes se baseiam nas
medições obtidas e que dizem respeito a um período temporal de 13 dias, um período curto para
o tipo de cálculo que se pretenderia fazer pelo que, as estimativas apresentadas devem levar em
conta esse facto. Não obstante, e apesar de não serem tomadas como definitivas, estas estimativas
funcionam como um ponto de partida para uma análise mais detalhada aos exemplos divulgados
pelo Governo, no que toca ao decreto-lei que regula o autoconsumo.
Assim sendo, optou-se por considerar os dados medidos relativamente ao consumo
doméstico, tendo-se determinado o consumo médio diário dentro desses 13 dias. Sendo a média
uma medida estatística que tende a “indicar o valor central da distribuição, entendido como o
valor em torno do qual se distribuem os valores”[77] é percetível que os valores apresentados
tendam a inflacionar ligeiramente os valores do autoconsumo obtido, visto que os picos de
consumo tenham tendência a ser suavizados. Obtido o consumo médio diário a partir das
medições efetuadas, considerou-se esse consumo, como o consumo típico durante os meses de
Inverno na habitação.
Pretendendo-se determinar, o consumo típico durante a Primavera, Verão e Outono,
recorreu-se aos perfis de consumo[29] que a ERSE publica, assim como ao consumo total anual
conhecido na habitação, de forma a ajustar o mais possível à realidade.
Estabeleceu-se então a diferença entre os consumos domésticos nos meses de Inverno e as
restantes estações, considerando-se que o consumo doméstico na habitação em estudo, durante os
meses da Primavera e Outono, seria metade do considerado relativamente ao dia típico de Inverno,
enquanto o consumo diário durante o período de Verão seria 3,5 vezes menor.
83
Figura 68 - Consumo doméstico diário estimado para cada estação do ano
O mesmo tipo de raciocínio foi seguido para estimar a produção fotovoltaica.
Considerando, a produção fotovoltaica que foi calculada para cada um dos 13 dias de estudo,
determinou-se a produção fotovoltaica média diária nesses dias, considerando-se essa produção,
a produção típica diária de um dia de Inverno. Atendendo aos dados disponibilizados pelos
PVSyst®, que apresenta os meses de Verão com uma radiação média diária, cerca de quatro vezes
superior aos meses de Inverno, os meses de Primavera uma radiação média diária 3,5 vezes maior
e os meses de Outono com uma radiação média diária duas vezes maior, estabeleceram-se as
seguintes curvas de produção fotovoltaica apresentadas na seguinte figura.
0
500
1000
1500
2000
2500
3000
3500
4000
4500
50000
:00
0:4
11
:22
2:0
32
:44
3:2
54
:07
4:4
85
:29
6:1
06
:51
7:3
2
8:1
48
:55
9:3
61
0:1
71
0:5
81
1:3
91
2:2
11
3:0
2
13
:43
14
:24
15
:05
15
:46
16
:28
17
:09
17
:50
18
:31
19
:12
19
:53
20
:35
21
:16
21
:57
22
:38
23
:19
Po
tên
cia
[W]
Horas
Consumo doméstico diário
Inverno Primavera/Outono Verão
84
Figura 69 - Produção fotovoltaica diária estimada para cada estação do ano
É imprescindível realçar que, apesar de, tal como nas outras estações, o mês de Verão
apresentar uma maior número de horal de sol diária, comparativamente aos meses de Inverno,
esta situação não se mostrar visível na figura acima. Tal situação, deve-se ao facto de se ter
considerado que, face à possível localização de um sistema fotovoltaico, instalado no mesmo local
que o medidor da variabilidade solar, o maior numero de horas de sol no período da manhã e ao
fim do dia não surtiria efeito na produção fotovoltaica, devido aos efeitos de sombreamento e
orientação do sistema, a que o sistema estaria sujeito, perdendo-se esse acrescento.
Após realizadas todas as estimativas acima apresentadas procedeu-se à análise do consumo
da energia elétrica em autoconsumo e possível injeção na rede. Os resultados obtidos encontram-
se apresentados na tabela seguinte, onde cada estação do ano corresponde a um período de 91
dias.
0
2000
4000
6000
8000
10000
12000
0:0
00
:42
1:2
42
:07
2:4
93
:32
4:1
44
:56
5:3
96
:21
7:0
47
:46
8:2
99
:11
9:5
31
0:3
61
1:1
81
2:0
11
2:4
31
3:2
51
4:0
81
4:5
01
5:3
31
6:1
51
6:5
81
7:4
01
8:2
21
9:0
51
9:4
72
0:3
02
1:1
22
1:5
42
2:3
72
3:1
9
Po
tên
cia
[W]
Horas
Produção fotovoltaica diária
Verão Primavera Outono Inverno
85
Tabela 19 - Custos e proveitos energéticos e monetários
Inverno Primavera Outono Verão Total Anual
[kWh/ano]
Consumo [kWh/dia] 51,69 25,85 25,85 14,77 10752
Produção PV [kWh/dia] 8,51 29,78 17,02 34,03 8129
Consumo c/PV [kWh/dia] 43,95 17,99 18,98 9,90 8265
Exportação Rede [kWh/dia] 0,77 21,92 10,14 29,16 5642
Autoconsumo 7,74 7,85 6,87 4,87
Consumo c/IVA 10,09 € 5,05 € 5,05 € 2,88 € 2 099 €
Consumo c/IVA + PV 8,58 € 3,51 € 3,70 € 1,93 € 1 613 €
Poupança 1,51 € 1,53 € 1,34 € 0,95 € 485 €
Faturação Rede 0,03 € 0,84 € 0,39 € 1,12 € 216,16 €
Fazendo uma análise aos dados acima apresentados, é visível que existe uma disparidade
na correlação entre consumo elétrico e produção elétrica fotovoltaica, isto porque os meses de
maior consumo doméstico são também aqueles onde a produção fotovoltaica é menor, e vice-
versa.
No que toca à quantidade de energia consumida em autoconsumo, vemos que esta é maior
nos meses de Inverno e menor nos meses de Verão. Nos meses de Inverno estima-se que a
eletricidade autoconsumida represente cerca de 91% da energia fotovoltaica produzida, sendo que
nos meses de Outono, Primavera e Verão, esta seja 40%, 26% e 14% respetivamente. Como se
percebe, a quantidade de energia elétrica que é autoconsumida no Verão é bastante baixa, pelo
que é normal a maior fatia da faturação resultante da venda de energia elétrica à rede seja no
Verão, onde cerca de 86% da eletricidade produzida pelo sistema fotovoltaico é vendida à rede
pública.
A maior poupança obtida relativamente aos gastos com o consumo de eletricidade é obtida
no Verão, com poupanças na ordem dos 33%, seguida dos meses da Primavera com 30%, os de
Outono com 27% e finalmente os meses de Inverno com 15%.
Em termos anuais, as poupanças totais resultantes quer da venda de energia à rede quer da
diminuição do consumo elétrico, são de 701,63 € e representam cerca de 33% dos gastos anuais
com consumo de eletricidade.
86
É também necessário analisar algumas variáveis económicas como o TIR e o payback, que
também são apresentados no documento de divulgação do Ministério.
Considerando um custo de instalação semelhante ao utilizado pelo Governo Português, na
ordem dos 2572 €/kW, e considerando o sistema com 6 kWp, este apresentaria um custo de
instalação de 15432 €. Ora face a estas condições de investimento inicial, e a poupanças anuais
na casa dos 702 €, determinou-se, para um sistema com um tempo de vida entre os 20 e os 25
anos, uma TIR entre -0,9% e 1%, sendo o investimento pago no ano 22. Valores muito distantes
dos apresentados pelo Governo Português, aquando da divulgação do decreto-lei 153/2014.
4.4 Discussão
A análise que se apresenta neste trabalho relativamente à potencialidade económica do
autoconsumo tal como foi definido pelo Decreto-Lei 153/2014, de 20 de Outubro de 2014,
encontra-se limitada pelos dados recolhidos num curto período temporal.
Seria importante, como forma de comparação com os diversos dados publicados por
diversos organismos públicos e associações fotovoltaicas, apresentar resultados mais
contundentes no que se refere às análises económicas e financeiras, demonstradas por variáveis
económico-financeiras como a Taxa Interna de Retorno (TIR) ou o payback.
No entanto, optou-se, com alguma cautela face às estimativas realizadas, por determinar
consumos e produções para um ano inteiro tendo como base apenas esses dados. Tal como ficou
demonstrado, o consumo numa habitação não será tao linear e tão pré-determinado como muitas
vezes é apresentado: o consumo tem uma enorme variabilidade face ao perfil médio apresentados
no estudo do governo.
Num primeiro ponto, apenas foram analisadas as poupanças obtidas por um sistema
fotovoltaico nesses 13 dias, não se tendo considerado custos relativos ao sistema quer ao nível da
instalação e operação e manutenção, nem custos associados ao pagamentos de taxas e/ou
licenciamento definidos pelo Decreto-Lei.
A colocação de um sistema fotovoltaico de 6 kWp proporcionaria uma poupança de cerca
de 13,35%, contabilizando a diminuição no consumo de energia e a remuneração proveniente da
venda à rede pública. No entanto, desses 13,35% de poupança apenas 1,13% se deve a proveitos
resultantes da venda de energia, correspondentes a 1,17 €, sendo que cerca 27,7% da energia
produzida é vendida à rede.
Quanto à estimativa feita para um ano de consumo, é importante comparar os valores
obtidos com os apresentados pelo Governo de Portugal. Estes exemplos, sendo pertencentes a
uma entidade oficial e visto que são apresentados como suporte à entrada em vigor do decreto-
87
lei, pretendo apresentar os benefícios do autoconsumo e da legislação introduzida, carecem de
sustentação.
Se os exemplos apresentados indicam que, no primeiro exemplo, seria possível obter um
autoconsumo de 70% relativamente à energia produzida pelo sistema fotovoltaico, sendo os
restantes 30% injetados na rede, as estimativas apresentas nesta dissertação apontam precisamente
o contrário: um autoconsumo na ordem dos 31%, sendo os restantes 69% injetados na rede. Este
facto tem particular importância, visto que o principal fator que dá sustentabilidade e retorno a
um projeto fotovoltaico enquadrado nesta legislação, são as poupanças obtidas no consumo
doméstico, visto que a remuneração obtida através da venda de energia elétrica é baixa. Ora, se
na realidade as poupanças conseguidas através da redução do consumo doméstico forem
drasticamente mais baixas, toda a sustentabilidade económica e financeira do projeto fica posta
em causa.
Tal facto, é visível no cálculo da TIR e payback apresentadas nesta dissertação. Se o
Governo português, apresenta uma TIR de 8,6 % no primeiro exemplo e 12,3% para o segundo
exemplo, com payback a 10 e 8 anos, respetivamente, os obtidos pela estimativas nesta dissertação
situam-se entre os -0,9% e 1%, para um período de vida útil entre 20 e 25 anos, e um payback a
22 anos. Ou seja, se a instalação fotovoltaica tiver um tempo de vida de 20 anos, o investimento
inicial não chega sequer a ser recuperado, sendo assi um investimento que dá prejuízo, colocando-
se em causa a lógica deste modelo legislativo.
É fundamental referir o modo com a energia injetada na rede é remunerada pois representa
uma desvantagem notória para os consumidores, sendo um forte incentivo à sua não injeção. A
remuneração ao preço abaixo daquele que é definido pelo OMIE é uma clara vantagem para os
fornecedores de eletricidade, visto que estes beneficiam da energia produzida pelo consumidor a
um preço relativamente baixo, sendo que esta é vendida no instante seguinte ao consumidor a um
preço bastante mais alto.
Este sistema de remuneração representa uma forma de financiar e compensar potenciais
perdas dos comercializadores de eletricidade, por eventuais perdas de receitas, sendo que todo o
enquadramento aponta nesse sentido.
Compreendendo-se o espírito inerente ao regime jurídico estabelecido pelo decreto-lei, que
incentiva os consumidores domésticos a produzirem a sua própria energia, a verdade é que seria
igualmente vantajoso, mesmo do ponto de vista da penetração de novas e diferenciadas fontes de
produção de energia no sistema, que a injeção de energia na rede fosse remunerada de outra forma
mais compensatória, mais próxima do valor real dessa energia Tal fator poderia aumentar as
poupanças conseguidas pelo consumidor, seria um incentivo maior à compra de sistemas
88
fotovoltaicos residenciais e permitiria dotar o consumidor de um novo papel na relação com a
rede elétrica, tornando-o não só o produtor da sua própria energia mas um produtor para a rede.
89
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