energias renováveis em edifícios residenciais análise de...
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Instituto Politécnico de Coimbra
Instituto Superior de Engenharia
Energias Renováveis em Edifícios Residenciais
Análise de diferentes sistemas de Microgeração
Miguel João Ribeiro Rodrigues
Relatório de Projecto para obtenção do Grau de Mestre em
Automação e Comunicações em Sistemas de Energia
COIMBRA
Dezembro 2011
Instituto Politécnico de Coimbra
Instituto Superior de Engenharia
Energias Renováveis em Edifícios Residenciais
Análise de diferentes sistemas de Microgeração
Orientadores:
Dulce Helena Carvalho Coelho
Professora Adjunta, ISEC
Manuel Maria A. Travassos Valdez
Professor Adjunto, ISEC
Miguel João Ribeiro Rodrigues
Relatório de Projecto para obtenção do Grau de Mestre em
Automação e Comunicações em Sistemas de Energia
COIMBRA
Dezembro 2011
i
Agradecimentos
Este trabalho simboliza a finalização de um importante objectivo na minha vida, a
conclusão de mais uma etapa na minha formação académica. Ao longo destes anos de estudo
e dedicação não seria possível atingir esta meta, sem a criação de novas amizades,
desenvolvimento pessoal e apoio de todos os que sempre acreditaram em mim.
Quero começar por agradecer aos meus orientadores Professora Dulce Helena Carvalho
Coelho e Professor Manuel Maria A. Travassos Valdez pelo apoio constante e sugestões
pertinentes que contribuíram de forma directa para o desenrolar deste Projecto.
Um agradecimento muito sentido à minha família em especial aos meus pais e irmão pelo
incansável apoio, paciência e pelas palavras correctas no momento oportuno que me
incentivaram à conclusão do presente Projecto.
A todos os amigos e colegas, especialmente aqueles que me acompanharam no
desenvolvimento deste trabalho, o meu muito obrigado pelo apoio e amizade que sempre senti
na vossa companhia.
iii
Resumo
Portugal tem de cumprir a meta de 31% de participação de fontes renováveis no consumo
final bruto de energia, incluindo 10% do consumo de energia no sector dos transportes
rodoviários, para atingir os objectivos definidos no Pacote Energia/Clima para 2020 elaborada
pela Comissão Europeia.
A nova Estratégia Nacional de Energia – ENE 2020, define uma agenda para a
competitividade, o crescimento e uma diminuição da dependência energética do País, através
da aposta nas energias renováveis e na promoção da eficiência energética, garantindo a
segurança do abastecimento energético e a sustentabilidade económica e ambiental do modelo
energético nacional e contribuindo para a redução de emissões de CO2. A implementação
desta nova estratégia, que assume a marca institucional: Re.New.Able - A Nova Energia para
inspirar Portugal, possibilitará o cumprimento dos compromissos assumidos no contexto das
políticas europeias.
No Plano Nacional de Acção para a Eficiência Energética (PNAEE) o Governo
Português incluiu o “Renováveis na Hora e Programa Solar”, um programa orientado para a
maior penetração de energias renováveis nos sectores residencial e de serviços, definindo
como objectivo, atingir os 165 MW de capacidade instalada proveniente de microgeração até
2015.
O Plano Nacional de Acção para as Energia Renovável (PNAER), preparado e escrito
com base na decisão da Comissão de 30 de Junho de 2009, que prevê um modelo para os
Planos de Acção Nacional de Energia Renovável impostos pela Directiva 2009/28/CE, inclui
medidas para alcançar metas de energia renovável e uma visão geral de todas as políticas e
medidas para promover o uso de energia proveniente de fontes renováveis.
Neste contexto, e de acordo com a nova legislação da microgeração, DL 118-A/2010, e
tendo em conta a disponibilidade local de recursos renováveis e as tecnologias existentes no
mercado, apresenta-se uma análise técnico-económica de quatro diferentes sistemas de
microgeração que podem ser instalados numa casa unifamiliar: três sistemas fotovoltaicos e
um sistema micro-eólico.
Palavras-chave: Energia eólica, Energias renováveis, Microgeração, Solar fotovoltaico
v
Abstract
Portugal has to meet a target of 31% regarding the share of renewable sources on gross
final energy consumption, including 10% in transportation, to meet the targets imposed on the
Energy/Climate Change package for 2020 under the auspices of the European Commission.
The new National Strategy for Energy – ENE 2020 defines an agenda for
competitiveness, growth and the reduction of the countries’ energy dependence, by investing
on renewable energies and promoting energy efficiency, assuring the security of supply and
the economical and environmental sustainability of the national energy model, contributing to
the reduction of CO2 emissions. The implementation of this new strategy that assumes the
Institutional brand: Re.New.Able. - New Energy to inspire Portugal, will enable Portugal to
meet the commitments assumed within the context of European policies.
In the National Action Plan for Energy Efficiency – Portugal Efficiency 2015 (PNAEE),
the Portuguese Government included the “Renewable at the Time and Solar Programme”, a
programme oriented towards the increased penetration of own-production energies in the
residential and service sectors. Portuguese Government stated the goal of achieving 165 MW
of micro-generation installed capacity by the year of 2015.
The National Renewable Energy Action Plan (PNAER), prepared and written on the
basis of the Commission Decision of 30 June 2009, which entails a model for the national
renewable energy action plans imposed in the Directive 2009/28/EC, includes measures for
achieving renewable energy targets and an overview of all policies and measures to promote
the use of energy from renewable sources.
In this context, and according to the new Portuguese law concerning micro-generation,
law 118-A/2010, and taking into account the local availability of renewable resources and
market technologies, we present a technical-economic analysis of four different micro-
generation systems that can be installed in a single-family house: three photovoltaic systems
and one wind turbine system.
Key words: Micro-generation, Renewable energies, Solar photovoltaic, Wind energy.
vii
Índice
Agradecimentos i
Resumo iii
Abstract v
Índice vii
Lista de Figuras xi
Lista de Tabelas xv
Nomenclatura xvii
1 Introdução 1
1.1 Enquadramento do Projecto 1
1.2 Objectivos propostos 4
1.3 Estrutura do Documento 4
2 Microgeração 7
2.1 Conceito de Microgeração 7
2.2 Regulamento da Microgeração 10
2.2.1 Acesso à Microgeração 10
2.2.2 Remuneração do Microprodutor 11
2.2.3 Remuneração no Regime Bonificado 12
2.3 Procedimento para ingressar na Microgeração 13
2.4 Incentivos fiscais 14
3 Energia Eólica 15
3.1 Microgeração Eólica em Portugal 15
3.2 Recurso Eólico na Europa e em Portugal 15
3.3 Recurso Eólico 18
3.3.1 Energia extraída do vento 18
3.3.2 Coeficiente de Potência 19
3.3.3 Cálculo Energético 21
3.4 Curva de Potência de uma Turbina Eólica 22
viii
3.5 Aerodinâmica 23
3.5.1 Optimização da conversão 23
3.5.2 Forças actuantes na pá da Turbina Eólica 24
3.6 Classificação das Turbinas Eólicas 26
3.6.1 Turbinas Eólicas de Eixo Horizontal 26
3.6.2 Turbinas Eólicas de Eixo Vertical 28
3.6.3 Coeficiente de Potência em função da configuração do rotor 28
3.7 Componentes de um Sistema Eólico 29
4 Energia Solar 31
4.1 Potencial solar 31
4.1.1 Recurso solar na Europa e em Portugal 31
4.2 Radiação solar 34
4.2.1 Radiação directa, difusa e reflectida 34
4.2.2 Percurso da radiação solar pela atmosfera terrestre 35
4.2.3 Espectro da radiação solar 36
4.3 Definição de ângulo e localização do sol 37
4.4 Tecnologia fotovoltaica 39
4.4.1 Efeito fotovoltaico 39
4.4.2 Modelo matemático da célula fotovoltaica 43
4.5 Células fotovoltaicas 44
4.5.1 Células de 1ª geração 44
4.5.2 Células de 2ª geração – filmes finos 47
4.5.3 Células de 3ª geração – Tecnologias emergentes 49
4.6 Aplicação dos diferentes tipos de células fotovoltaicas 49
5 Avaliação Técnico-Económica 51
5.1 Características do edifício em estudo 51
5.1.1 Tarifa de compra de energia eléctrica 52
5.1.2 Perfil de consumo anual 52
5.2 Sistema de Microgeração a instalar 55
5.2.1 Regime de remuneração 55
5.2.2 Potência a instalar 56
5.3 Recursos renováveis – potencial local 56
5.3.1 Irradiação solar média 56
5.3.2 Velocidade média do vento 57
ix
5.4 Sistemas de microgeração a analisar 59
5.5 Metodologia usada na análise técnico-económica 60
5.6 Sistema fotovoltaico fixo 62
5.6.1 Investimento inicial 62
5.6.2 Energia eléctrica fornecida à RESP 63
5.6.3 Avaliação económica 65
5.6.4 Contribuição energética do sistema 66
5.6.5 Análise ambiental 67
5.7 Sistema fotovoltaico com seguidor solar de 1 eixo 69
5.7.1 Investimento inicial 69
5.7.2 Energia eléctrica fornecida à RESP 71
5.7.3 Avaliação económica 72
5.7.4 Contribuição energética do sistema 73
5.7.5 Análise ambiental 74
5.8 Sistema fotovoltaico com seguidor solar de 2 eixos 75
5.8.1 Investimento inicial 76
5.8.2 Energia eléctrica fornecida à RESP 76
5.8.3 Análise económica 77
5.8.4 Contribuição energética do sistema 79
5.8.5 Análise ambiental 79
5.9 Sistema micro-eólico 80
5.9.1 Escolha da micro turbina eólica 80
5.9.2 Energia eléctrica fornecida à RESP 82
5.9.3 Investimento inicial 85
5.9.4 Análise económica 85
5.10 Conclusões da análise técnico-económica 86
6 Conclusões 93
Referências 97
xi
Lista de Figuras
Fig. 1.1. Principais objectivos para o sector Residencial e Serviços (RCM80/2008, 2008) ................... 3
Fig. 2.1. Perdas na RNT em 2010 (RENa, 2011) .................................................................................... 8
Fig. 2.2. Electricidade exportada/importada (RENb, 2010) e mix por fonte de energia eléctrica (RENa,
2011) ....................................................................................................................................................... 9
Fig. 3.1. Precisão das estimativas da velocidade média do vento (Esteves, 2004) ............................... 16
Fig. 3.2. Atlas Europeu do Vento (WAW, 2011) .................................................................................. 17
Fig. 3.3. Mapa de intensidade de vento para 80 m de altura (Costa, et al., 2006) ................................. 18
Fig. 3.4. Perdas de velocidade do vento na passagem pelas pás da turbina (Andrês, 2010) ................. 20
Fig. 3.5. Curva de em função de (Brito, 2008) .................................................................... 21
Fig. 3.6. Curva de Potência do aerogerador Skystream 3.7 (Southwest, 2011) .................................... 22
Fig. 3.7. Variação de em função de λ .............................................................................................. 24
Fig. 3.8. Forças que actuam no perfil alar da pá da turbina eólica (Castro, R., 2008) (Andrês, 2010) . 25
Fig. 3.9. Aerogerador de eixo horizontal de 3 pás (Viana, 2010) ......................................................... 27
Fig. 3.10. Aerogeradores com diferentes números de pás (Viana, 2010) ............................................. 27
Fig. 3.11. Aerogeradores upwind a), upwind com leme b) e downwind c) (Beller, 2009) .................... 27
Fig. 3.12. Exemplos de turbinas eólicas de eixo vertical (Beller, 2009) ............................................... 28
Fig. 3.13. Coeficiente de potência de diferentes configurações de rotores em função do TSR (Viana,
2010) ..................................................................................................................................................... 29
Fig. 3.14. Esquema de um sistema micro-eólico interligado com a rede eléctrica (Dias, 2009) .......... 30
Fig. 3.15. Funcionamento da carga de derivação (Dias, 2009) ............................................................. 30
Fig. 4.1. Distribuição da irradiação solar anual na Europa (ESTI, 2010) ............................................. 32
Fig. 4.2. Irradiação global anual e utilização anual da potência-pico, em Portugal (ESTI, 2010) ........ 33
Fig. 4.3. Radiação directa, difusa e reflectida (GREENPRO, 2004)..................................................... 34
Fig. 4.4. Padrão da radiação directa e difusa total diária em Lisboa (GREENPRO, 2004) .................. 35
Fig. 4.5. Percurso da radiação solar na atmosfera (Viana, 2010) .......................................................... 35
Fig. 4.6. Espectro da radiação solar global na horizontal (Dias, 2009) ................................................. 36
Fig. 4.7. Órbita da Terra em torno do Sol, com o seu eixo N-S inclinado num ângulo de 23,5º (Bahia,
2010) ..................................................................................................................................................... 37
Fig. 4.8. Representação dos ângulos segundo as técnicas solares (GREENPRO, 2004) ...................... 38
Fig. 4.9. Elevação solar a 21 de Junho e 22 de Dezembro na cidade do Porto (Dias, 2009)
(GREENPRO, 2004) ............................................................................................................................. 38
Fig. 4.10. Diagrama de bandas de energia de um semicondutor (Viana, 2010) .................................... 39
xii
Fig. 4.11. Repartição espectral da radiação solar extraterrestre e utilização do espectro pelo silício
(Viana, 2010) ......................................................................................................................................... 41
Fig. 4.12. Coeficiente de variação da potência com a temperatura (BPSolar, 2011) ............................ 41
Fig. 4.13. Corte transversal de uma célula fotovoltaica (GREENPRO, 2004) ...................................... 42
Fig. 4.14. Circuito equivalente de uma célula fotovoltaica alimentando uma carga (Dias, 2009) ........ 43
Fig. 4.15. Circuito equivalente de uma célula fotovoltaica (Dias, 2009) .............................................. 43
Fig. 5.1. Fotografia da habitação unifamiliar em estudo ....................................................................... 51
Fig. 5.2. Tarifa de venda a clientes finais em BTN ( ) (EDPb, 2011).................................. 52
Fig. 5.3. Perfil de consumo de energia eléctrica no ano de 2010 .......................................................... 53
Fig. 5.4. Mix por fonte, da energia eléctrica consumida na habitação no ano de 2010 ......................... 53
Fig. 5.5. Produção mensal de CO2 (kg) ao longo do ano de 2010 ......................................................... 54
Fig. 5.6. Tarifa de venda da energia produzida ao longo da vida útil do investimento ......................... 55
Fig. 5.7. Irradiação solar média mensal horizontal (kWh/m2) no concelho de Pombal ........................ 57
Fig. 5.8. Velocidade média mensal do vento na serra do Sicó (m/s) ..................................................... 58
Fig. 5.9. Energia eléctrica fornecida à RESP pelo sistema fotovoltaico fixo ........................................ 64
Fig. 5.10. Queda do rácio de potência do painel fotovoltaico Mprime 225 W (Mprime, 2011) ........... 64
Fig. 5.11. Evolução do saldo acumulado ao longo da vida útil do investimento (Caso A) ................... 66
Fig. 5.12. Energia consumida na habitação vs Energia gerada pelo sistema FV (Caso A) ................... 67
Fig. 5.13. Emissão de CO2 gerado pelo sistema eléctrico produtor com e sem sistema de MG (Caso A)
............................................................................................................................................................... 68
Fig. 5.14. Produção de sistemas fotovoltaicos fixo, 1 eixo e 2 eixos (Solar, 2011) .............................. 69
Fig. 5.15. Alteração do ângulo zenital do seguidor solar de 1 eixo azimutal (MecaSolar, 2011) ......... 71
Fig. 5.16. Energia eléctrica fornecida à RESP pelo sistema FV com seguidor solar de 1 eixo ............. 71
Fig. 5.17. Evolução do saldo acumulado ao longo da vida útil do investimento (Caso B) ................... 72
Fig. 5.18. Energia consumida na habitação vs Energia gerada pelo sistema FV (Caso B) ................... 73
Fig. 5.19. Emissão de CO2 gerado pelo sistema eléctrico produtor com e sem sistema de MG (Caso B)
............................................................................................................................................................... 75
Fig. 5.20. Seguidor solar de 2 eixos (Solar, 2011) ................................................................................ 75
Fig. 5.21. Produção esperada pelo sistema FV fixo vs seguidor solar 2 eixos ...................................... 77
Fig. 5.22. Evolução do saldo acumulado ao longo da vida útil do investimento (Caso C) ................... 78
Fig. 5.23. Energia consumida na habitação vs Energia gerada pelo sistema FV (Caso C) ................... 79
Fig. 5.24. Emissão de CO2 gerado pelo sistema eléctrico produtor com e sem sistema de MG (Caso C)
............................................................................................................................................................... 80
Fig. 5.25. Curva de Potencia da turbina Antaris 3,5 kW (GmbH, 2011)............................................... 82
Fig. 5.26. Curva de potência aproximada da turbina Antaris 3,5 kW ................................................... 82
Fig. 5.27. Potência mensal gerada pela turbina Antaris 3,5 kW a 15 m de altura ................................. 84
Fig. 5.28. Evolução do saldo acumulado ao longo da vida útil do investimento (Caso D) ................... 86
xiii
Fig. 5.29. Evolução do saldo acumulado dos quatros sistemas de MG analisados ............................... 89
Fig. 5.30. Evolução da produção de energia eléctrica dos quatro sistemas de MG analisados ............. 90
xv
Lista de Tabelas
Tabela 2.1. Tarifa de remuneração consoante a tecnologia usada (DL118-A, 2010) 12
Tabela 3.1. Variação da densidade do ar com a temperatura (Castro, 2011) 19
Tabela 3.2. Regimes de funcionamento dos perfis alares (Castro, 2011) 25
Tabela 4.1. Valores da Gap Band para diferentes materiais semicondutores (Viana, 2010) 40
Tabela 5.1. Características dos sistemas de MG a avaliar 59
Tabela 5.2. Valores constantes utilizados nas análises económicas 59
Tabela 5.3. Orçamento para sistemas de MG FV fixos 63
Tabela 5.4. Valores considerados na análise económica do sistema FV fixo 65
Tabela 5.5. Orçamento para um sistema FV com seguidor solar de 1 eixo 70
Tabela 5.6. Valores considerados na análise do sistema FV com seguidor solar de 1 eixo 72
Tabela 5.7. Orçamento para sistemas de MG FV com seguidor solar de 2 eixos 76
Tabela 5.8. Valores considerados na análise do sistema FV com seguidor solar de 2 eixos 77
Tabela 5.9. Preços de micro turbinas eólicas aplicáveis à MG 81
Tabela 5.10. Potência gerada pela turbina Antaris 3,5 kW a 15 m de altura 83
Tabela 5.11. Orçamento para a instalação de um sistema de MG micro-eólico 85
Tabela 5.12. Valores considerados na análise económica do sistema micro-eólico 85
Tabela 5.13. Factores de decisão na escolha do sistema de MG a instalar 87
xvii
Nomenclatura
Abreviaturas
AM Coeficiente de Massa de ar - Air Mass
AT Alta Tensão
BT Baixa Tensão
CA Corrente Alternada
CC Corrente Continua
CFV Célula Fotovoltaica
DGEG Direcção Geral de Energia e Geologia
EDP Energias de Portugal
ERSE Entidade Reguladora dos Serviços Energéticos
ER Energias Renováveis
EQM Erro Quadrático Médio
FV Fotovoltaica
FER Fontes de Energia Renováveis
FIT feed-in tarif
GEE Gases de Efeito de Estufa
INETI Instituto Nacional de Engenharia, Tecnologia e Inovação
IVA Imposto sobre o Valor Acrescentado
LNEG Laboratório Nacional de Energia e Geologia
MG Microgeração
MT Média Tensão
MTE Micro Turbina Eólica
PD Produção Distribuída
PRE Produção em Regime Especial
PRO Produção em Regime Ordinário
PNAER Plano Nacional de Acção para as Energias Renováveis
PT Posto de Transformação
RCCTE Regulamento das Características de Comportamento Térmico dos Edifícios
REN Rede Eléctrica Nacional
RESP Rede Eléctrica de Serviço Publico
xviii
RNT Rede Nacional de Transporte
SEE Sistema Eléctrico de Energia
SEI Sistemas Eléctrico Independente
SEN Sistema Eléctrico Nacional
SRM Sistema de Registo de Microprodução
STC Standart Test Conditions – Condições de Testes Ideais
TEEH Turbina Eólica de Eixo Horizontal
TEEV Turbina Eólica de Eixo Vertical
TSR Tip Speed Ratio – Velocidade específica na ponta da pá
EU União Europeia
Letras e símbolos
Área de varredura das pás do rotor
c Fator de escala
Coeficiente de potência
Coeficiente de sustentação
Coeficiente de arrasto
Energia eléctrica produzida num ano
Energia cinética
Comprimento de onda da irradiação solar
Comprimento de onda de corte
F Vector força
Irradiância solar
h Constante de Planck
Irradiação solar
Constante de Boltzman
Fator de idealidade do díodo
Caudal máximo
Rotação da pá
Potência disponível
Potência extraída do vento
Potência eléctrica
Potência-pico
xix
Carga de um electrão
Binário
Tarifa de Referência
Tarifa de Venda
Velocidade do vento
v Frequência de radiação
Velocidade média do vento
Velocidade média anual
Fluxo de ar
Caracteres gregos
α Ângulo de ataque
Ângulo de azimute solar
β Ângulo de passo
Ф Ângulo de escoamento
θ Ângulo de zénite
Ângulo de elevação solar
λ Velocidade específica na ponta da pá Tip-Speed-Ratio – TSR
Velocidade específica de uma secção considerada
ρ Densidade do ar
Velocidade angular das pás da turbina
1
1 Introdução
1.1 Enquadramento do Projecto
“A grande diferença entre a nossa civilização e as anteriores é a capacidade de
transformar e utilizar energia de forma sistemática” (Energia, 2011).
O sector energético assume um papel determinante na sociedade e na economia
portuguesa. Neste contexto, as Fontes de Energia Renováveis (FER), pela sua disponibilidade
no território nacional e carácter endógeno, assumem uma posição de destaque nas políticas
internacionais e nacionais no plano energético. É reconhecido por todos os agentes do sector,
a existência de um elevado potencial para o desenvolvimento das Energias Renováveis (ER)
em Portugal. Este estatuto tem sido concretizado no peso crescente que as FER têm vindo a
alcançar nos vários sectores de actividade, nomeadamente no sector doméstico, na indústria e
nos transportes, com maior relevância na produção de energia eléctrica.
O actual cenário energético nacional é caracterizado por uma forte dependência externa,
com um sistema energético fortemente dependente de fontes primárias de origem fóssil
(petróleo, gás natural e carvão), e com uma procura energética com taxas de crescimento
superiores às do crescimento do PIB, indicando baixa eficiência na utilização da energia. A
dependência do abastecimento externo de energia primária torna o país vulnerável às
constantes flutuações do preço destes recursos fósseis.
O papel das fontes renováveis é essencial para reforçar os níveis de segurança de
abastecimento energético ao mesmo tempo que promove a diversificação do mix energético e
contribui para incrementar a sustentabilidade associada à produção, transporte e consumo de
energia. Actualmente em Portugal mais de 40% da electricidade produzida tem origem na
utilização de FER e cerca de 20% do consumo final de energia é satisfeito com recurso a ER
(PNAER, 2010).
Portugal dispõe actualmente de um regime de acesso à rede eléctrica que dá prioridade às
FER ao nível de planeamento, desenvolvimento e da gestão do sistema eléctrico, dando
prioridade de despacho à electricidade proveniente de FER. Para além destes benefícios, o
investimento em ER tem sido impulsionado por apoios de natureza financeira, fiscal e de
2
tarifas bonificadas, feed-in tariff (FIT), com o propósito de aumentar o estímulo ao
investimento neste tipo de produção.
As medidas de apoio acima mencionadas têm permitido alcançar os objectivos globais da
política energética nacional, tendo as ER assumido um papel determinante no sector
energético, colocando Portugal numa posição de destaque internacional, devido ao elevado
nível de penetração destas fontes no Sistema Eléctrico Nacional (SEN). As medidas
enunciadas no Plano de Estratégia Nacional para a Energia (ENE 2020), aprovada pela
Resolução do Concelho de Ministros 169/2005 de 24 de Outubro, no Plano de Acção
Nacional para as Energias Renováveis (PNAER) ao abrigo da directiva 2009/28/CE e no
Plano Nacional de Acção para a Eficiência Energética (PNAEE), visam manter Portugal na
liderança da revolução energética no que respeita à utilização e incremento da penetração de
FER no SEN.
Para atingir as metas estabelecidas no PNAER em reduzir em 25% o saldo importador
energético (cerca de 2.000 milhões €), aproximadamente 60 milhões de barris de petróleo até
2020 e garantir os compromissos nacionais no contexto das políticas energéticas e ambientais
europeias que pretendem que em 2020, 31% do consumo final bruto de energia, 60% da
electricidade e 10% do consumo de energia no sector dos transportes rodoviários tenha
origem em FER, torna-se obrigatório apostar em novas formas de geração de energia eléctrica
(PNAER, 2010). A nível ambiental as emissões de CO2 terão que ser reduzidas em 20% em
relação às emissões registadas em 1990.
Neste contexto, tem havido nas últimas décadas uma notória e crescente disponibilidade
em investir na instalação de novos centros produtores de electricidade de origem renovável,
nomeadamente parques eólicos, fotovoltaicos, aproveitamentos hidroeléctricos e mais
recentemente com a aprovação do DL 363/2007 de 2 de Novembro que estabelece o regime
jurídico para a microgeração (MG), trouxe uma abertura à instalação de tecnologias
renováveis a uma escala mais pequena, possibilitando a qualquer consumidor comum a
tornar-se num microprodutor de energia eléctrica, sendo este tipo de geração que irá ser
analisada no presente projecto.
A MG encontra-se em especial destaque no PNAEE na área Residencial e Serviços
nomeadamente “Renováveis na hora e Programa Solar” (ver Fig. 1.1). Este programa pretende
facilitar o acesso às tecnologias de microprodução de electricidade e aquecimento solar,
estimulando a auto produção de energia no sector residencial e de serviços com o intuito
destas fontes de energia substituírem o consumo de recursos fósseis. Em 2008 a capacidade
instalada de sistemas de MG em Portugal era de 10 MW. O Governo Português definiu como
3
meta para 2015 aumentar a capacidade instalada para 165 MW (75 mil lares
electroprodutores) e dotar 1 em cada 15 edifícios de sistema de água quente solar,
correspondendo a um crescimento médio anual de 20% da capacidade instalada
(RCM80/2008, 2008).
Fig. 1.1. Principais objectivos para o sector Residencial e Serviços (RCM80/2008, 2008)
Esta nova forma de produção de energia eléctrica lança novos desafios no controlo do
SEN. Com a crescente introdução de fontes de energia descentralizadas, deixa de existir um
sector de produção bem definido e totalmente controlável pelo operador de rede de forma a
satisfazer as necessidades dos consumidores, garantido a todo o instante a estabilidade do
sistema eléctrico. A injecção de energia eléctrica na rede de distribuição pelos sistemas de
MG, vai influenciar o trânsito de potência na rede eléctrica. Aquele, deixa de ser feito
exclusivamente dos grandes pontos de geração (centrais termoeléctricas e hídricas) para os
consumidores, passando a ser feito também ao nível da rede de distribuição. As redes de
energia eléctrica adquirem uma dinâmica e flexibilidade que tem que ser a todo o instante
controlada e compensada pelo operador de rede devido à volatilidade característica das FER.
Ao operador de rede cabe a missão de garantir a todo o momento que a potência gerada é
igual à consumida, acrescida das perdas, e que o valor da tensão e frequência se mantêm
dentro dos valores definidos.
Porém, não basta produzir mais, é necessário consumir de forma mais eficiente.
4
No sector residencial nacional a qualidade dos edifícios tem aumentado nas últimas
décadas, traduzindo-se este conforto num aumento do consumo de energia. Em Portugal os
edifícios são responsáveis pelo consumo de 5,8 Mtep1, representando cerca de 30% do
consumo de energia primária do país, correspondendo a 62% do consumo total de
electricidade em 2005 (EnerBuilding, 2008). A MG visa o aumento da eficiência do edifício
pois permite a produção de electricidade através de FER próximas do local de consumo,
diminuindo a produção de energia por fontes convencionais e reduzindo as perdas dessa
energia nas linhas de transporte desde as centrais até à habitação.
1.2 Objectivos propostos
O objectivo principal do presente projecto consiste na análise técnico-económica de
diferentes sistemas de MG que podem ser instalados numa casa unifamiliar. Esta análise será
feita ao abrigo da legislação portuguesa actualmente em vigor e tendo em consideração a
disponibilidade local de recursos renováveis e as tecnologias existentes no mercado.
O trabalho inclui uma abordagem à MG: conceito, regulamentação, regimes
remuneratórios, vantagens e inconvenientes da ligação à rede e benefícios ambientais.
As tecnologias de MG a analisar são a micro-eólica e fotovoltaica (sistema FV fixo,
sistema FV com seguidor solar de 1 eixo e sistema FV com seguidor solar de 2 eixos). Será
quantificado o recurso eólico e solar disponível no território nacional e posteriormente serão
apresentadas as principais características das respectivas tecnologias actualmente disponíveis
no mercado para a conversão do recurso energético em electricidade.
1.3 Estrutura do Documento
Este documento encontra-se estruturado em 6 capítulos. O presente capítulo, Capítulo 1,
apresenta o enquadramento e os objectivos do trabalho, bem como um pequeno resumo de
cada um dos capítulos que constituem o documento.
O Capítulo 2 é dedicado à introdução da temática MG e a sua definição. Centra-se na
análise da legislação actualmente em vigor em Portugal para a microprodução e são referidas
as principais vantagens e inconvenientes para o SEN e as mais-valias no plano ambiental.
1 Mtep – Milhões de toneladas equivalente de petróleo (em Inglês: Mtoe),
5
O Capítulo 3 apresenta o estudo do recurso eólico, evidenciando a disponibilidade deste a
nível europeu e nacional. São abordadas as principais características da tecnologia eólica
(funcionamento, conversão eolomecânica, eficiência, tipos de turbinas eólicas e respectivas
comparações) com o intuito de perceber o funcionamento do equipamento e quais as suas
principais características.
O Capítulo 4 aborda as principais características do recurso solar e a sua disponibilidade
a nível europeu e nacional. É explicado o efeito fotovoltaico e as especificidades dos vários
tipos de células fotovoltaicas existentes no mercado que permitem realizar a conversão
fotoeléctrica.
O Capítulo 5 apresenta a análise técnico-económica de diferentes sistemas de MG que
podem ser instalados numa habitação unifamiliar, recorrendo às tecnologias FV e eólica, sob a
actual legislação da MG DL, 118-A/2010.
O sexto e último capítulo contém as principais conclusões deste trabalho.
6
7
2 Microgeração
2.1 Conceito de Microgeração
A designação de microgeração ou microprodução surge associada a pequenas unidades
de geração que são interligadas à rede de Baixa Tensão (BT), que exploram FER ou
combustíveis fósseis em pequenas aplicações de produção combinada de calor e energia
eléctrica. Estas unidades são instaladas ao nível de BT, podendo os seus proprietários ser
consumidores domésticos, que além de consumidores passam também a ser microprodutores.
A actividade de MG em Portugal foi impulsionada pelo DL 363/2007 de 2 de Novembro,
tornando-se numa possibilidade de investimento interessante para o consumidor comum.
Apesar de se tratar de pequenas unidades de produção de electricidade, a integração de
sistemas de MG nas redes eléctricas em locais próximos dos pontos de consumo, apresenta
vantagens importantes na exploração do Sistema Eléctrico de Energia (SEE) e no plano
ambiental.
Vantagens ambientais:
Redução das emissões de Gases de Efeito de Estufa (GEE), contribuindo para o
cumprimento das metas ambientais definidas no protocolo de Quioto e no plano ENE
2020. O primeiro, define a meta de reduzir pelo menos em 15% das emissões esperadas
em 2008. O Plano ENE 2020 estipula como meta para 2020 uma redução em 20 milhões
de toneladas de emissão de CO2;
Maior sensibilização dos consumidores para a racionalização da energia eléctrica,
induzindo uma atitude de maior eficiência no consumo eléctrico;
Sistema de produção de energia eléctrica de menor porte relativamente às tradicionais
centrais hídricas e termoeléctricas, causando menores impactos ambientais (paisagísticos
e manutenção do ecossistema natural, fauna e flora).
Vantagens para o SEE:
Redução da distância entre a produção e os centros de consumo, contribuindo para a
diminuição das perdas nas linhas de transporte. A Fig. 2.1 apresenta a evolução das
8
perdas médias diárias verificadas ao longo do ano de 2010 na Rede Nacional de
Transporte (RNT). Os valores das perdas oscilam entre os 50 MW e os 175 MW diários,
perfazendo uma média percentual diária de 1,84% da energia de entrada (RENa, 2011);
Fig. 2.1. Perdas na RNT em 2010 (RENa, 2011)
Redução ou adiamento de investimentos em transmissão e produção em grande
escala;
Redução do saldo importador de energia eléctrica. A Fig. 2.2 a) mostra a evolução
do saldo eléctrico importado e exportado desde 2006. Verifica-se que a energia
eléctrica importada tem vindo a diminuir, mesmo com o consumo eléctrico a
aumentar. Este facto mostra que o sector de produção nacional está a progredir no
sentido de ser capaz de satisfazer o consumo. A Fig. 2.2 b) apresenta o mix por
fonte da energia eléctrica produzida desde 2001. Verifica-se que o consumo
eléctrico tem vindo a aumentar e analisando a quota de produção por fonte, regista-
se um aumento considerável nas FER, nomeadamente hídrica, eólica e PRE outros
onde se encontra a FV e Co-geração/MG;
9
Fig. 2.2. Electricidade exportada/importada (RENb, 2010) e mix por fonte de energia eléctrica (RENa,
2011)
A disseminação da MG irá permitir a implementação de micro-redes, trazendo um novo
conceito no controlo das redes de BT, indo ao encontro do projecto InovGrid
desenvolvido pela EDP, que irá permitir aumentar a eficiência do sistema eléctrico,
diminuir os tempos de interrupção de electricidade e possibilitar o incremento da
penetração da MG na rede eléctrica sem comprometer a estabilidade do sistema eléctrico.
Vantagens para a qualidade de serviço:
Aumento da qualidade de serviço;
Atenuação do impacto de falhas na distribuição e transmissão.
Vantagens para o mercado:
Possível desenvolvimento de novas abordagens de mercado;
Eventual redução do poder de mercado das grandes empresas;
Possível contribuição para a redução dos preços de electricidade, já que as redes de
transporte e distribuição são usadas de forma menos intensiva.
A MG levanta alguns desafios e dificuldades relativamente ao investimento na tecnologia
de geração eléctrica, devido às próprias características do recurso a explorar. As FER
nomeadamente solar e eólica são caracterizadas pela sua volatilidade, afectando a produção de
energia eléctrica. De forma a atenuar estas dificuldades, o investimento em sistemas de MG
beneficia de uma política de incentivos, nomeadamente fiscais e de tarifas bonificadas para o
microprodutor, de forma a permitir a amortização do investimento a médio prazo - 6 a 8 anos.
a) b)
10
2.2 Regulamento da Microgeração
A MG como actividade de produção de electricidade em BT com possibilidade de
fornecer a energia gerada à RESP foi inicialmente regulamentada pelo DL 68/2002 de 25 de
Março. Este estabelecia o regime jurídico da produção de energia essencialmente para auto
consumo, sendo o excesso passível de ser entregue a terceiros ou à rede pública, com limite
de 150 kW de potência, no caso de a entrega ser efetuada à RESP. Verificou-se após cinco
anos, que o número de unidades de MG a funcionar ao abrigo deste enquadramento legal não
atingiu uma expressão significativa (DL363, 2007). Surgiu assim, a necessidade da
simplificação do regime de licenciamento existente. Surge a criação do Sistema de Registo de
Microprodução (SRM), uma plataforma electrónica onde ocorre o relacionamento entre
microprodutor e administração, bem como um sistema simples de facturação, com isenção de
facturas e acertos de IVA pelos particulares, que se encontram substituídos pelos
comercializadores. Assim, a transacção de capital dá-se de uma só vez, englobando o
resultado líquido do total consumido e produzido pelo microprodutor. São distinguidos dois
regimes remuneratórios, o regime geral aplicado à generalidade das instalações e o regime
bonificado, aplicado a instalações que geram energia recorrendo às FER (DL363, 2007).
Actualmente está em vigor o DL 118-A/2010 de 25 de Outubro, que tem como função
estabelecer o regime jurídico aplicável à produção de electricidade em pequenas instalações
designadas de unidades de microprodução. Este DL veio substituir o até então existente e em
vigor desde 2 de Novembro de 2007, o DL 363/2007 de 2 de Novembro.
2.2.1 Acesso à Microgeração
De seguida são enunciadas algumas regras a que um microprodutor está sujeito para
aceder à actividade de MG (DL118-A, 2010):
Podem exercer a actividade de MG, todas as entidades que disponham de uma
instalação de utilização de energia eléctrica com consumo efectivo de energia e que
sejam titulares de contrato de compra e venda de electricidade em BT celebrado com
um comercializador de energia eléctrica;
A unidade de MG deve ser instalada no local servido pela instalação eléctrica de
utilização;
A potência da unidade de MG não pode ser superior a 50% da potência contratada;
11
O acesso à actividade de MG pode ser restringido mediante comunicação pelo
operador da rede de distribuição, nos casos em que a instalação de utilização esteja
ligada a um Posto de Transformação (PT), cujo somatório da potência dos registos aí
ligados ultrapasse o limite de 25% da potência nominal do respectivo PT;
O microprodutor tem o direito de estabelecer uma unidade de MG por cada
instalação eléctrica de utilização;
É do direito do microprodutor poder ligar a unidade de MG à RESP, após a emissão
do certificado de exploração e celebração do respectivo contrato de compra e venda
de electricidade com o comercializador de energia eléctrica.
2.2.2 Remuneração do Microprodutor
Os produtores têm acesso a dois regimes remuneratórios, regime geral e regime
bonificado.
Para aceder ao regime geral, a potência instalada não pode ser superior a 50% da
potência contratada, sendo a potência de ligação máxima permitida de 5,75 kW. A tarifa de
venda de electricidade é igual ao custo da electricidade fornecida à instalação de consumo
pelo comercializador de electricidade (DL118-A, 2010).
O regime bonificado é aplicável a sistemas de MG cuja potência de ligação é inferior a
3,68 kW ou no caso dos condomínios, inferior a 11,04 kW. A unidade de MG terá
obrigatoriamente que utilizar as seguintes FER: Solar, Eólica, Hídrica, pilhas de combustível
com base em hidrogénio proveniente de microprodução renovável e Co-geração a biomassa,
tendo esta última que estar integrada no sistema de aquecimento do edifício. O local de
consumo associado à unidade terá que ter instalado colectores solares térmicos com um
mínimo de 2 m2 de área útil de colector ou uma caldeira a biomassa com produção anual de
energia térmica equivalente.
Os condomínios não têm potência de ligação limitada a 50% da potência contratada.
Porém, se pretenderem usufruir do regime bonificado, terão de realizar uma auditoria
energética de modo a identificarem as medidas de eficiência energética a implementar no
edifício. Caso seja necessário efectuar melhorias, o período de retorno do investimento
realizado para a implementação dessas melhorias não pode ser superior a dois anos (DL118-
A, 2010).
12
2.2.3 Remuneração no Regime Bonificado
Um produtor integrado no regime bonificado será remunerado com base na tarifa de
referência que vigorar à data de emissão do certificado de exploração.
A tarifa é aplicável durante um total de 15 anos, contados desde o primeiro dia do mês
seguinte ao início do fornecimento, subdivididos em dois períodos, tendo o primeiro a
duração de 8 anos e o segundo a duração dos subsequentes 7 anos.
A aplicação do regime remuneratório bonificado caduca quando o produtor comunicar ao
SRM a renúncia à sua aplicação, ou no final do período de 15 anos referidos anteriormente,
ingressando o produtor automaticamente no regime remuneratório geral.
A tarifa de referência em 2010 foi fixada em 0,40 €/kWh para o primeiro período e em
0,24 €/kWh para o segundo período, sendo estes valores reduzidos anualmente em 0,02
€/kWh. Sendo assim, a tarifa de referência para o ano de 2011 é de 0,38 €/kWh para o
primeiro período e de 0,22 €/kWh para o segundo período, como consta no Despacho da
Direcção Geral de Energia e Geologia (DGEG) de 30 de Dezembro de 2010 (DGEG, 2010).
A tarifa de referência varia consoante o tipo de energia primária utilizada pela unidade de
MG, sendo determinada mediante a aplicação das percentagens constantes na Tabela 2.1
(DL118-A, 2010):
Tabela 2.1. Tarifa de remuneração consoante a tecnologia usada (DL118-A, 2010)
Tecnologia Percentagem (€/kWh)
Solar 100% 0,38
Eólica 80% 0,304
Hídrica 40% 0,152
Co-geração a biomassa 70% 0,266
Pilhas de Combustível a hidrogénio Percentagem referente ao tipo de tecnologia
utilizada na produção de hidrogénio
A Tabela 2.1 mostra a Tarifa de venda da energia gerada para um microprodutor que
ingresse no Regime Bonificado no ano de 2011.
A electricidade vendida anualmente por um microprodutor é limitada a 2,4 MWh/ano
para unidades de MG constituídos por sistemas FV e Eólicos e em 4 MWh/ano nas restantes
tecnologias, por cada quilowatt instalado (DL118-A, 2010).
13
2.3 Procedimento para ingressar na Microgeração
Para se tornar microprodutor de electricidade o candidato deve inscrever-se no SRM
através da internet no site www.renovaveisnahora.pt. O SRM deixa de aceitar inscrições
quando a potência de ligação, que em cada ano civil pode ser objecto de registo para
microprodução, no âmbito do regime bonificado, ultrapassar o limite estabelecido para esse
ano. Em 2011 o valor foi de 25 MW. O processo é simples e segue os seguintes passos:
1º - Pré-registo: Pré-registo no www.renovaveisnahora.pt submetendo os dados do
titular e informações técnicas. Na ausência de erros, é emitido um número sequencial e são
disponibilizadas as referências Multibanco para pagamento da taxa da CERTIEL, tendo esta
que ser liquidada num prazo de 5 dias úteis.
2º - Registo: Após aceitação do pedido, deve ser efectuado o pagamento da taxa para
obtenção do registo (500 € mais IVA 13%). Caso o pedido não seja tecnicamente viável, é
devolvido o valor da taxa paga à CERTIEL.
O microprodutor encontra-se em fila de espera, com o seu número sequencial, até que
seja atribuída a potência de ligação para a sua unidade de produção.
3º - Instalação: Após obtenção do registo, e sendo atribuída a respectiva potência de
ligação, o microprodutor dispõe de um prazo máximo de 120 dias para a conclusão das obras
de instalação do sistema e pedido de inspecção.
4º - Inspecção: A instalação é inspeccionada pela Associação Certificadora de
Instalações Eléctricas - CERTIEL e caso o sistema seja aprovado é atribuído ao
microprodutor um certificado de exploração que lhe permite produzir e vender electricidade.
Caso a instalação apresente defeitos, é entregue um relatório de inspecção onde são descritas
as anomalias encontradas. No caso de reprovação da inspecção, o candidato possui 30 dias
para realizar as acções correctivas necessárias para a correcta ligação do sistema de geração à
RESP, sendo a nova inspecção automaticamente remarcada para o 1º dia útil findado o prazo
dos 30 dias.
De referir que a reinspecção acarreta um custo adicional de 150 € acrescida de IVA,
valor que consta no artigo 23.º do DL 363/2007, de 2 de Novembro.
Caso o pagamento da taxa não seja efectuado ou se forem verificadas novamente
deficiências na instalação, o registo da unidade de microprodução é cancelado, sendo o
candidato a microprodutor obrigado a realizar novo registo.
5º - Contrato com comercializador: Celebração de Contrato com o Comercializador de
Energia (ex: EDP, CEVE, Endesa, EGL, IBERDROLA, ...)
14
6º - Ligação à rede: O produtor deverá enviar o contrato assinado ao Comercializador de
Energia. Após este o recepcionar, terá 10 dias úteis para proceder à ligação do sistema de
microprodução.
2.4 Incentivos fiscais
A Portaria n.º 303/2010 de 8 de Junho define que fontes de energia e equipamentos são
abrangidos por incentivos fiscais. As tecnologias de MG abrangidas por estes benefícios são:
fotovoltaica; eólica com potência nominal inferior a 5 kW; equipamentos de queima de
biomassa florestal e combustíveis derivados de resíduos ou de biogás. Os equipamentos que
fazem parte dos referidos sistemas também estão abrangidos, nomeadamente sistemas de
controlo e armazenamento de energia.
Com a aquisição de equipamentos novos para utilização de ER e de equipamentos para a
produção de energia eléctrica ou térmica (Co-geração) por micro turbinas, com potência até
100 kW que consumam gás natural é possível deduzir 30% do seu custo de aquisição, com
um limite máximo de 803 €, não podendo estes ser considerados custos da categoria B, isto é,
rendimentos empresariais e profissionais.
Os rendimentos de venda de energia à rede inferiores a 5.000 €/ano, estão isentos de
tributação de IRS (DL118-A, 2010).
O preço de custo dos equipamentos específicos para sistemas FV, nomeadamente os
painéis e o inversor, estavam sujeitos à taxa intermédia de IVA de 13% (DL109-B, 2001).
15
3 Energia Eólica
3.1 Microgeração Eólica em Portugal
A capacidade instalada eólica onshore em Portugal tem vindo a subir rapidamente na
última década e prevê-se que continue até 2013, embora a um ritmo mais lento. Perspectiva-se
que nos próximos anos, a capacidade total disponível em Portugal continental esteja próxima
da exploração máxima. Porém, o recurso eólico nacional oferece outras possibilidades,
nomeadamente a instalação de sistemas de MG constituídos por Micro Turbinas Eólicas
(MTE) para uso doméstico em meios urbanos e rurais. Este facto, leva a uma necessidade de
investimento nesta área de forma a dinamizar o mercado deste tipo de equipamentos
tornando-os mais eficientes e acessíveis à generalidade dos consumidores.
Têm sido lançados vários modelos de MTE que não necessitam de grandes alturas nem
infra-estruturas para a sua instalação, podendo ser montadas em poucos dias. Este sector de
actividade assume na actualidade e no futuro, especial interesse devido às crescentes
preocupações ambientais e à necessidade nacional de redução da dependência energética
externa.
O uso de MTE pode preencher as falhas da geração FV (nomeadamente a não produção
durante a noite ou quando o céu está encoberto por nuvens), conduzindo a que os sistemas de
MG apresentem produções mais constantes no sector de produção em pequena escala.
O mercado de desenvolvimento e comercialização de MTE está em crescimento,
surgindo nos últimos anos várias empresas que lançaram modelos de micro turbinas, umas
mais bem-sucedidas que outras. O principal factor limitativo das turbinas reside na sua
dimensão. As turbinas de maior dimensão apresentam eficiências superiores, conseguindo
manter elevados rendimentos mesmo com intensidades de vento mais reduzidas, conduzindo a
um menor tempo de amortização do investimento que as homólogas de menor dimensão.
3.2 Recurso Eólico na Europa e em Portugal
Para se estimar o potencial eólico disponível num determinado local com vista à
produção de energia eléctrica, é necessário proceder a medições do vento no local em estudo.
16
Através dos resultados obtidos, é possível aferir se o perfil de vento existente é suficiente para
a instalação de um aproveitamento eólico com vista à produção de electricidade de forma
viável.
A Fig. 3.1 mostra um gráfico que relaciona o tempo de medição da velocidade e direcção
do vento com a precisão das estimativas finais sobre os valores medidos. Observando a curva
constata-se que para obter um grau de precisão aceitável é necessário realizar as medições
continuamente por um período mínimo de 12 meses. Idealmente as medições devem durar 2 a
3 anos, de forma a serem registadas as variações de ano para ano (Castro, 2011).
Fig. 3.1. Precisão das estimativas da velocidade média do vento (Esteves, 2004)
Porém, antes de se partir para este estudo pormenorizado relativamente a um local, é útil
ter alguma informação da amplitude relativa da velocidade do vento na área em análise. Para
isso existe o atlas do vento, obtido a partir de programas de modelação que determinam os
valores da velocidade do vento tendo em conta parâmetros como a altitude, topografia e as
características da superfície, nomeadamente a existência de vales, montanhas, vegetação, rios,
lagoas entre outros.
A Fig. 3.2 obtida através do Atlas Europeu do vento, representa um panorama geral do
recurso eólico na Europa Ocidental, em termos de velocidade média anual (m/s) e da
densidade de potência (W/m2) média anual, à altura de 50 m, para cinco diferentes condições
topográficas. Pode-se verificar que as regiões mais ventosas estão localizadas no Norte do
Reino Unido e nas costas Norte/Oeste, embora as condições topográficas locais afectem esta
imagem geral. Outras zonas com elevado recurso eólico são o vento Mistral do Sul de França,
o Norte de Itália e os ventos sazonais que caracterizam as ilhas gregas.
A zona geográfica correspondente a Portugal continental é praticamente toda do tipo D,
com velocidades médias anuais do vento entre 3,5-4,5 m/s (terreno abrigado) e 7-8,5 m/s
(terreno montanhoso), identificando-se apenas pequenas faixas costeiras do Oeste e do Sul
como sendo do tipo C, com velocidades médias ligeiramente mais elevadas.
17
Fig. 3.2. Atlas Europeu do Vento (WAW, 2011)
Em Portugal várias instituições, designadamente o LNEG2 e INETI
3, dedicaram-se à
realização de medições da velocidade do vento com o objectivo de caracterizar o território
nacional quanto à densidade de potência eólica disponível nas várias regiões. O INETI tem
publicada uma versão do Atlas Português do Vento a 80 m de altura, de que se representa um
exemplo na Fig. 3.3.
As maiores velocidades médias anuais 6 a 7 m/s (80 m de altura), encontram-se no
litoral. Os locais com menores velocidades médias apresentam valores entre os 5 e 6m/s como
o Alentejo (excepto a costa), interior da Beira Baixa e entre a região litoral Oeste e as
principais cadeias montanhosas.
2 LNEG - Laboratório Nacional de Energia e Geologia
3 INETI - Instituto Nacional de Engenharia, Tecnologia e Inovação
18
Fig. 3.3. Mapa de intensidade de vento para 80 m de altura (Costa, et al., 2006)
3.3 Recurso Eólico
3.3.1 Energia extraída do vento
A equação (3.1) traduz a energia do vento.
( 3.1)
Onde é a velocidade do vento. Pela expressão (3.1) chega-se à equação que permite
saber a potência disponível no vento e que é dada pela expressão (3.2):
(3.2)
Sendo a densidade do ar (kg/m3) e a área de varredura das pás do rotor (m
2).
depende da densidade do ar, da área de varredura das pás do rotor e da velocidade do vento.
Constata-se que a potência disponível cresce 3 vezes mais que a velocidade do vento.
Conclui-se assim que a potência disponível aumenta 8 vezes com a duplicação da velocidade
do vento e aumenta duas vezes, se se duplicar a área de varrimento das pás. Por outro lado, se
a velocidade do vento desce para metade, a potência reduz-se para 12,5%.
Outro aspecto importante da é sua dependência da densidade do ar. A Tabela 3.1
mostra a variação de ρ com a temperatura, à pressão atmosférica normal. Verifica-se que a
densidade do ar e consequentemente a potência disponível no vento, diminui com o aumento
da temperatura.
19
Tabela 3.1. Variação da densidade do ar com a temperatura (Castro, 2011)
Temperatura (ºC) Densidade (Kg/m3) Variação (%)
-20 1,395 114%
-10 1,342 110%
0 1,292 105%
10 1,247 102%
15 1,225 100%
20 1,204 98%
30 1,165 95%
40 1,127 92%
A informação sobre o recurso eólico de um local, pode ser apresentado em termos da
densidade de potência disponível no vento (W/m2), isto é, a potência por unidade de área
varrida pelas pás da turbina.
3.3.2 Coeficiente de Potência
A equação (3.2) tem como resultado a potência disponível no vento antes de ele incidir
nas pás do rotor. Esta potência, designada de potência incidente, não pode ser totalmente
convertida em potência mecânica pelo rotor da turbina, uma vez que o ar após atravessar a
área de varrimento das pás, tem de sair com velocidade não nula. Existe um rendimento
máximo teórico na conversão eolomecânica, sendo este limite designado por limite de Betz e
assumindo o valor de 59,3% (Andrês, 2010). O nome foi atribuído em honra ao físico alemão
Albert Betz, pioneiro na área da geração eólica.
A aplicação de conceitos de mecânica de fluidos permite calcular o coeficiente de
potência máximo. Para determinar este valor, Betz considerou um conjunto de pás como
está representado na Fig. 3.4, onde representa a velocidade do vento na região anterior às
pás, a velocidade do vento na região das pás e a velocidade do vento na região após as
pás da turbina.
20
Fig. 3.4. Perdas de velocidade do vento na passagem pelas pás da turbina (Andrês, 2010)
Assumindo que a velocidade média do vento através do rotor de uma turbina é a média
das velocidades, antes da turbina e após a turbina, a massa de ar através da secção plana
da área de varrimento das pás da turbina na unidade de tempo, é chamado de caudal máximo e
pode ser estimado pela seguinte expressão:
(3.3)
Equivale a dizer que a velocidade do vento através do rotor, , pode ser determinada
pela média da velocidade não perturbada e da velocidade de esteira .
A potência extraída do vento pelo rotor da turbina é proporcional à diferença dos
quadrados das velocidades e
(
)
(
)
(
) (3.4)
Dividindo a potência extraída do vento equação (3.4), pela potência disponível (equação
(3.2)) obtém-se:
(
) [ (
) ] (3.5)
Por fim, o é obtido dividindo a potência eléctrica pela potência disponível:
( )
(3.6)
Onde é a potência eléctrica fornecida aos terminais do gerador. A Fig. 3.5 mostra o
valor de em função de
.
21
Fig. 3.5. Curva de em função de (Brito, 2008)
Verifica-se que o máximo ocorre no ponto (1/3,16/27), isto é, o máximo de potência
que se pode extrair do vento é (
) , que se verifica quando
(Castro, 2011).
Fica demonstrado que uma turbina ideal só poderia extrair no máximo, cerca de 59,3%
da potência disponível no vento. Na prática este limite não é atingível devido às imperfeições
mecânicas. Actualmente as turbinas mais recentes apresentam rendimentos de 48% a 50% da
potência disponível. Contudo, estes rendimentos rondam os 81% de rendimento, assumindo
os 59,3% como o resultado utópico.
Por fim a potência eléctrica , que pode ser convertida aos terminais de um gerador
eólico é dada pela seguinte expressão:
( )
(3.7)
3.3.3 Cálculo Energético
Depois de medidos e registados os valores da velocidade do vento de um determinado
local, é possível determinar o valor esperado para a energia eléctrica produzível anualmente,
aplicando a seguinte expressão (Castro, 2011).
( ) ∫ ( ) ( )
(3.8)
Onde ( ) é a densidade de probabilidade da velocidade do vento, ( ) é a curva de
potência do sistema de conversão de energia eólica, é a velocidade de cut-in, e é a
velocidade de cut-out da turbina eólica. Este integral pode ser determinado quando são
conhecidos ( ) e ( ). Em alternativa e como habitualmente estão disponíveis
distribuições discretas pode-se aplicar a equação (3.9) (Almeida, 2002):
22
( ) ∑ ( ) ( )
(3.9)
3.4 Curva de Potência de uma Turbina Eólica
Já foi demonstrado que a potência disponível no vento depende da sua velocidade e
consequentemente, a potência eléctrica fornecida pelo gerador eólico também. Contudo, não
se pode afirmar que a potência eléctrica também segue a lei da variação cúbica com a
velocidade do vento, pois o não é constante. Porém, pode afirmar-se que a potência
eléctrica varia aproximadamente com o cubo da velocidade do vento, pelo menos na zona de
funcionamento nominal do aerogerador.
Os geradores eólicos são dimensionados para gerarem a máxima potência a uma
determinada velocidade de vento. Esta potência é conhecida como potência nominal e a
velocidade do vento a que esta é atingida é designada por velocidade do vento nominal. Esta
velocidade não é normalizada e depende do fabricante e do tipo de aerogerador, sendo
habitualmente fornecida pelo fabricante. A Fig. 3.6 mostra um exemplo de uma curva de
potência que relaciona a potência eléctrica nos terminais de saída do gerador com a
velocidade do vento, correspondente a uma turbina eólica com uma potência nominal de 2,4
kW. Estas características são fornecidas pelos fabricantes e no caso da Fig. 3.6, corresponde à
MTE Skystream 3.7, produzida para aplicações residenciais On Grid, pela empresa Norte
Americana Southwest Windpower.
Fig. 3.6. Curva de Potência do aerogerador Skystream 3.7 (Southwest, 2011)
Pela Fig. 3.6 podem observar-se vários factos que são semelhantes entre todas as turbinas
pois todas elas tem o mesmo princípio de funcionamento, tais como:
23
Devido à lei de variação cúbica da potência com a velocidade do vento, para
velocidades abaixo de um determinado valor, designada de velocidade do vento de
arranque (Cut-in wind speed), aproximadamente 3,5 a 5 m/s, não interessa extrair
energia, pelo que o aerogerador não está ligado à rede.
Existe uma zona de funcionamento que se estende até à velocidade nominal do vento,
que corresponde à regulação do aerogerador para extrair do vento a máxima potência
possível. Neste regime, a potência eléctrica varia aproximadamente com o cubo da
velocidade do vento.
Para valores superiores à velocidade nominal do vento (Rated wind speed) não é
económico aumentar a potência, pois seria necessário aumentar a robustez do
equipamento e consequentemente o seu custo e apenas se tiraria partido durante
escassas horas do ano em que a velocidade do vento assume valores mais elevados.
Nesta fase o gerador eólico é regulado para funcionar a uma potência constante
recorrendo a processos artificiais com o intuído de diminuir o rendimento da conversão.
Quando a velocidade do vento se torna perigosamente elevada atingindo a designada
velocidade de vento de paragem (Cut-out wind speed), superior a 25-30 m/s, o
aerogerador é desligado por razões de segurança.
3.5 Aerodinâmica
3.5.1 Optimização da conversão
Se o rotor da turbina girar devagar, a turbulência induzida no escoamento pelo
movimento do rotor é pequena. Pelo contrário se rodar mais rápido, a turbulência é maior e o
vento encara a área de varrimento das pás como uma parede. Tem de existir uma
compatibilização entre a velocidade do vento e a do rotor, de forma a obter a máxima
eficiência, uma vez que maximizando , será máximo (Castro, 2011).
A relação entre velocidade linear (m/s) da extremidade da pá da turbina de raio (m),
rodando a velocidade (rad/s), e a velocidade do vento (m/s) é caracterizada por um fator
adimensional, designado por razão de velocidade na pá ou velocidade especifica na ponta da
pá, λ (TSR - Tip Speed Ratio).
(3.10)
24
Outra expressão importante que relaciona a variação do com , é a seguinte:
(
)
(3.11)
Para observar a variação de em função de foi realizada uma simulação, aplicando as
expressões (3.10) e (3.11), onde o resultado foi o gráfico da Fig. 3.7.
Fig. 3.7. Variação de em função de λ
Pode-se constatar que para manter no máximo é necessário que a velocidade do rotor
acompanhe as variações da velocidade do vento. Este controlo não é possível em sistemas
eólicos em que o gerador está ligado directamente à rede de frequência fixa, o que se impõe
no caso dos geradores assíncronos uma velocidade aproximadamente constante, tendo como
resultado o funcionamento muitas vezes em regimes não óptimos (Castro, 2011).
3.5.2 Forças actuantes na pá da Turbina Eólica
A geometria das pás do rotor determina a quantidade de energia que é extraída ao vento.
A Fig. 3.8 mostra as principais forças que actuam na pá de um aerogerador sendo as
grandezas intervenientes as seguintes (Andrês, 2010):
O fluxo de ar que actua na pá subdivide-se em duas componentes: a velocidade do
vento e a velocidade tangencial da pá .
25
O ângulo de ataque α , define-se como sendo o ângulo entre a linha que une os bordos
de entrada e de saída do perfil (linha de corda) e a velocidade relativa. O ângulo de
passo β, é o ângulo entre o plano de rotação da pá e a linha de corda. O ângulo de
escoamento Ф é .
O vector força F pode ser dividido em duas componentes: uma actuando na mesma
direcção da velocidade relativa, designada de força de arrasto (Drag), a segunda é
perpendicular e designa-se por força de sustentação (Lift).
Fig. 3.8. Forças que actuam no perfil alar da pá da turbina eólica (Castro, R., 2008) (Andrês, 2010)
O vector força pode ainda ser decomposto na direcção do plano de rotação, e na
perpendicular a este plano, obtendo-se as componentes que contribuem para a rotação
da pá e para o binário motor (Andrês, 2010). Estas forças podem ser calculadas
recorrendo às seguintes expressões:
( ) ( ) (3.12)
( ) ( ) (3.13)
De uma forma geral, o comportamento dos perfis alares em função do ângulo de ataque
podem ser divididos em três zonas de funcionamento, conforme mostra a Tabela 3.2.
Tabela 3.2. Regimes de funcionamento dos perfis alares (Castro, 2011)
Ângulo de ataque α Regime
-15º < α < 15º Linear
15º < α < 30º Em perda
30º < α < 90º Travagem
26
De forma a extrair-se a máxima potência possível, a pá deve ser dimensionada para
trabalhar com um ângulo de ataque que faça com que a relação entre sustentação e o
arrastamento seja máximo.
3.6 Classificação das Turbinas Eólicas
Os aerogeradores podem ser classificados pelo seu design estrutural, aerodinâmica, pela
disposição do eixo do rotor, pelo número de pás ou até mesmo pelo material usado na
construção das pás (Andrês, 2010). Contudo, a distinção primária é feita de acordo com a
disposição do eixo do rotor, podendo ser de eixo vertical ou de eixo horizontal.
Pode distinguir-se aerogerador de médio e grande porte, sendo que os de médio porte de
subdividem em micro aerogerador e mini aerogeradores. De seguida, é estabelecida a
nomenclatura para os vários aerogeradores tendo em conta a potência nominal (Viana, 2010):
Micro aerogeradores, potências até 1 kW;
Mini aerogeradores, potências 1 kW a 50 kW;
Aerogeradores de médio porte, potências 50 kW a 1 MW;
Aerogeradores de grande porte, potências acima de 1 MW;
3.6.1 Turbinas Eólicas de Eixo Horizontal
As Turbinas Eólicas de Eixo Horizontal (TEEH), apresentam o eixo de rotação do rotor
em paralelo com o escoamento horizontal do vento. Nos micro e mini aerogeradores é comum
haver um leme que alinha o rotor da turbina com a direcção do vento. Nos aerogeradores de
médio e grande porte, existe um controlo de ângulo de yaw, a partir das leituras de sensores de
direcção do vento posicionados no topo do nacelle (ou cabine), que vai alinhando o eixo de
rotação do rotor na direcção do vento. No interior do nacelle encontra-se um gerador eléctrico
e a transmissão mecânica que interliga o rotor do gerador ao veio que tem no extremo oposto
acoplado às pás do aerogerador, que permitem a conversão da energia cinética do vento em
energia mecânica. A Fig. 3.9 ilustra os principais componentes estruturais de um aerogerador.
27
Fig. 3.9. Aerogerador de eixo horizontal de 3 pás (Viana, 2010)
As TEEH podem apresentar na sua constituição modelos com múltiplas pás ou apenas
com uma, como mostrado na Fig. 3.10.
Fig. 3.10. Aerogeradores com diferentes números de pás (Viana, 2010)
Em relação à direcção do vento incidente, o rotor pode ser colocado a montante (upwind)
ou a jusante (downwind) da torre. A opção upwind caracteriza-se pelo vento incidir pelo lado
da frente do nacelle, tendo a vantagem do vento não ser perturbado pela torre do aerogerador.
Fig. 3.11. Aerogeradores upwind a), upwind com leme b) e downwind c) (Beller, 2009)
Nos aerogeradores downwind o vento incide nas pás pela retaguarda permitindo que o
rotor se alinhe com a direcção do vento sem recorrer a leme. Este tipo de aerogeradores têm
vindo a ser progressivamente abandonados porque o escoamento do vento é perturbado pela
torre antes de incidir no rotor, contribuindo para uma redução do rendimento.
28
3.6.2 Turbinas Eólicas de Eixo Vertical
Existem várias configurações de Turbinas Eólicas de Eixo Vertical (TEEV), sendo
as mais difundidas as que estão representadas na Fig. 3.12: Savonius, Darrieus e H-
rotor.
Fig. 3.12. Exemplos de turbinas eólicas de eixo vertical (Beller, 2009)
As principais vantagens das TEEV em relação às TEEH reside no facto de não
necessitarem de sistemas de orientação do aerogerador (são omnidireccionais) em relação ao
vento e também pelo rotor poder estar instalado próximo do nível do solo, facilitando o
processo de manutenção. Devido à sua geometria resistem a turbulências superiores.
As maiores desvantagens são o baixo TSR e baixo em comparação com as TEEH, a
incapacidade de auto-arranque, devido à geometria de eixo vertical só desenvolver binário se
existir velocidade angular e a impossibilidade de rodar as pás sobre o seu próprio eixo para
controlar a potência de saída e a velocidade do rotor (Viana, 2010).
O rotor do tipo Savonius é o mais simples sistema de geração de energia eólica. O rotor é
movido pela força de arrasto (drag), apresentando baixa velocidade de rotação e baixo (ver
Fig. 3.13), e maior eficiência para ventos fracos, aproximadamente 20%. O rotor do tipo
Darrieus é constituído por duas ou três pás com perfil aerodinâmico, funciona pela força de
sustentação (lift) e apresenta uma eficiência de 40% (Beller, 2009). A turbina do tipo H-rotor
tem uma vantagem em relação à turbina Darrieus, permitem capturar mais vento devido a ter
uma área de contacto com o vento rectangular e esta ser superior a que existe nas turbinas do
tipo Darrieus.
3.6.3 Coeficiente de Potência em função da configuração do rotor
O rendimento aerodinâmico dos aerogeradores depende do TSR e do ângulo de passo.
No caso das turbinas com pás fixas, varia apenas com o TSR e como estes dois parâmetros
são adimensionais, a curva de em função do TSR representa o rendimento do rotor
29
independentemente do seu tamanho. O gráfico da Fig. 3.13 mostra as diferenças no de
rotores com diferentes configurações em função do TSR.
Fig. 3.13. Coeficiente de potência de diferentes configurações de rotores em função do TSR (Viana,
2010)
Pela Fig. 3.13 é possível constatar que os rotores modernos de eixo horizontal com
elevado TSR apresentam rendimentos superiores aos rotores tradicionais, tendo valores de
entre 30% e 50%. Os rotores de eixo vertical atingem máximo para TSR mais baixos,
contudo têm rendimentos aerodinâmicos inferiores.
3.7 Componentes de um Sistema Eólico
A presente secção irá descrever os vários elementos que constituem um sistema de MG
micro-eólico, cuja representação simplificada se encontra na Fig. 3.14.
Neste tipo de aplicações os aerogeradores são predominantemente geradores síncronos
trifásicos, raramente usados nos geradores de grande porte. Não possuem caixa de
velocidades, sendo portanto de pólos salientes. Como o gerador é ligado directamente à
turbina, o número de pólos compensa a baixa velocidade a que este funciona. A eliminação da
caixa de velocidade traz benefícios permitindo reduzir o peso, o ruído e o custo de
manutenção.
Devido à velocidade variável do rotor e à excitação permanente do gerador síncrono, a
tensão de saída AC, varia em frequência e em amplitude.
30
Fig. 3.14. Esquema de um sistema micro-eólico interligado com a rede eléctrica (Dias, 2009)
A corrente proveniente do gerador é trifásica, em CA e necessita de ser rectificada. Para
este efeito é usado um rectificador trifásico de ponte completa. A tensão de ripple proveniente
do rectificador não deve exceder os 10%. Alguns fornecedores incluem o rectificador
integrado na turbina, tendo nas restantes situações de ser adquirido em separado (Dias, 2009).
É necessário o uso de um controlador de tensão equipado com uma carga de derivação
com o intuito de proteger o inversor contra sobretensões, que podem ocorrer perante grandes
velocidade de rotação devido a ventos fortes, ou aumento da velocidade da turbina quando se
desliga o inversor da rede. A carga de derivação é um elemento necessário para onde é
enviada a sobretensão de modo a reduzir a velocidade e consequentemente o valor da tensão.
Fig. 3.15. Funcionamento da carga de derivação (Dias, 2009)
Quando a tensão atinge o valor crítico o seu valor baixa imediatamente, correspondendo
este efeito à entrada em acção da carga de derivação. Quando a tensão atinge um certo limite,
esta deixa de ser escoada para a carga de derivação e volta a ser enviada para o inversor.
Por fim tem-se o inversor que estabelece a ponte de ligação entre o gerador e a rede. A
CC proveniente do rectificador é convertida novamente em CA, mas de acordo com a
frequência e nível de tensão da rede a que está interligada. Do lado CC do inversor deve haver
um disjuntor que permita desligar a unidade de MG da rede eléctrica.
31
4 Energia Solar
4.1 Potencial solar
A radiação solar refere-se à radiação electromagnética emitida pelo sol. Esta tem origem
no núcleo solar onde ocorre o processo de fusão, que consiste na transformação de núcleos de
hidrogénio em núcleos de hélio. Durante este processo, parte da massa é transformada em
energia. No fundo, o sol pode ser visto como um gigantesco reactor de fusão.
A luz emitida percorre os 150 milhões de quilómetros que separam o Sol da Terra, porém
apenas uma pequena parcela chega à superfície terrestre, aproximadamente duas partes por
milhão, o equivalente a kWh (GREENPRO, 2004).
Dados fornecidos pela British Petroleum (BP) indicam que o consumo mundial de
energia primária em 2009 foi de 11,2 Gtep, o equivalente a 130,26 GWh (BP, 2010). Ou seja,
a irradiação que chega ao solo terrestre em menos de uma hora bastava para satisfazer o
consumo energético mundial ao longo de um ano (Castro, 2011).
4.1.1 Recurso solar na Europa e em Portugal
A distância entre o Sol e a Terra não é constante contribuindo para que a irradiação solar4
(kWh/m2), apresente diferentes valores ao longo do ano.
A distância entre o Sol e a Terra oscila entre km e km
(GREENPRO, 2004). Como consequência, a irradiância solar5 (W/m
2) fora da atmosfera
terrestre varia entre 1350 W/m2 e 1420 W/m
2 tendo um valor médio de W/m
2,
assumindo que o sol irradia sempre à mesma intensidade.
A radiação solar quando penetra a atmosfera terrestre pode seguir três destinos, é
reflectida, absorvida ou ocorre o processo de dispersão. Após estas perdas, a irradiância que
atinge a superfície terrestre, num dia de boas condições climatéricas ao meio dia, ronda os
1000 W/m2, independentemente da localização. Ao adicionar a quantidade total de radiação
4 Irradiação solar é a energia solar incidente por unidade de área, representa-se por, (kWh/m
2)
5 Irradiância solar é a potência incidente por unidade de área, representa-se por, (W/m
2)
32
solar que incide na superfície terrestre durante um ano, obtém-se a irradiação global anual
média, expressa em kWh/m2. A irradiação global varia significativamente de região para
região (GREENPRO, 2004). A Fig. 4.1 representa a irradiação global anual (kWh/m2),
medida numa superfície orientada a sul e com inclinação óptima que permite captar o máximo
de irradiação ao longo de um ano na Europa. Na mesma figura e na mesma escala de cores
(localizada no canto inferior direito), está representada a utilização anual da potência-pico
(kWh/kWp), prevista para geradores fotovoltaicos fixos com inclinação óptima para
maximizarem a produção de energia eléctrica, assumindo um índice de desempenho de 0,75.
Fig. 4.1. Distribuição da irradiação solar anual na Europa (ESTI, 2010)
Define-se potência-pico, como sendo a potência máxima DC que um sistema FV é
capaz de gerar sob as condições de teste standard (STC6), sendo expressa em Wp.
Pode observar-se que o recurso solar na Europa varia significativamente com a latitude:
países localizados a sul (Portugal, Espanha e Itália), apresentam irradiação solar anual que
pode atingir os 2000 kWh/m2, enquanto que em países localizados mais a norte (Noruega,
Suécia e Dinamarca) a irradiação solar anual é de 1200 kWh/m2. Em algumas zonas perto do
6 Standart Test Conditions, isto é, irradiância incidente de 1000W/m
2 e a temperatura da célula a 25ºC.
33
equador atinge valores de 2300 kWh/m2. A Alemanha, que é o país Europeu com maior
potência FV instalada, apresenta máximos de 1400 kWh/m2.
A Fig. 4.2 mostra a distribuição da irradiação solar anual e a utilização anual da potência-
pico para Portugal continental, com painéis colocados na horizontal, Fig. 4.2 a), e para uma
inclinação ótima Fig. 4.2 b). Existem diversos estudos que determinaram a inclinação ideal
para maximizar a produção em Portugal continental em sistemas FV ligados à rede. Verifica-
se que esse ângulo é de aproximadamente 33º em quase todo o território nacional (Castro,
2011).
Fig. 4.2. Irradiação global anual e utilização anual da potência-pico, em Portugal (ESTI, 2010)
Verifica-se que para inclinação ótima, a irradiação anual varia entre 1750 kWh/m2 e 2050
kWh/m2, já a irradiação global anual que chega a uma superfície horizontal, os valores variam
entre 1450 kWh/m2 e 1800 kWh/m
2.
Analisando a Fig. 4.2 b), verifica-se que na região Sul do país é comum a presença de
valores da utilização anual da potência-pico superiores a 1500 horas, descendo para cerca de
1300 horas na região norte.
No portal PVGIS-Europe, que é a fonte da informação apresentada nas duas imagens
anteriores, são também apresentados os resultados do cálculo dos ganhos obtidos com a
instalação de sistemas FV com seguidor solar de 2 eixos, relativamente a um sistema FV fixo
com inclinação óptima. O estudo conclui que, para o caso Português, é possível obter ganhos
b) Horizontal a) Inclinação Ótima
34
na ordem dos 30% e chegar aos 40% na região sudeste do Alentejo. Nestas condições, é
possível obter potência-pico na ordem das 2100 horas, no Alentejo, um incremento de
aproximadamente 600 horas em relação ao sistema fixo.
Na instalação de sistemas seguidores deve ter-se em atenção que estes ocupam uma área
de terreno por potência-pico superior e necessitam de manutenção periódica devido à
existência de partes móveis encarecendo a manutenção do sistema. Por estas razões o
aumento no investimento deve ser ponderado, face ao aumento de produção eléctrica.
4.2 Radiação solar
4.2.1 Radiação directa, difusa e reflectida
Como se pode observar pela Fig. 4.3 a radiação solar incidente numa superfície dentro da
atmosfera apresenta três componentes: a radiação directa, difusa e reflectida. A radiação
directa, provêm directamente do sol, a difusa provêm de todo o céu excepto do sol (difundida
por gotas de água, pó em suspensão, moléculas de gás existente na atmosfera que dão origem
à difusão de Rayleigh responsável pela cor azul do céu) e a radiação reflectida no chão ou
noutras superfícies. Parte da radiação é absorvida ao atravessar a atmosfera por moléculas de
O3, O2, H2O e também reflectida nas nuvens, fazendo com que a radiação que chega ao nível
do mar seja inferior aquela que chega acima da atmosfera.
Fig. 4.3. Radiação directa, difusa e reflectida (GREENPRO, 2004)
A Fig. 4.4 mostra a radiação directa e difusa na cidade de Lisboa ao longo de um ano.
35
Fig. 4.4. Padrão da radiação directa e difusa total diária em Lisboa (GREENPRO, 2004)
Nos dias claros a radiação directa prevalece. Contudo em dias enublados prevalece a
difusa. Em Portugal ao longo de um ano, a radiação difusa representa cerca de 40% da
radiação solar, enquanto que, os restantes 60% correspondem à radiação directa
(GREENPRO, 2004).
4.2.2 Percurso da radiação solar pela atmosfera terrestre
Como se pode observar pela Fig. 4.5, a luz solar segue sempre o percurso mais curto
através da atmosfera, quando a posição do Sol é perpendicular à superfície da Terra. A este
percurso dá-se o nome de massa de ar (air mass - AM). A Fig. 4.5, ilustra dois percursos da
radiação solar na atmosfera terrestre, sendo a massa de ar para diferentes valores de inclinação
face à vertical, obtida a partir da secante do ângulo de zénite θ.
Fig. 4.5. Percurso da radiação solar na atmosfera (Viana, 2010)
Á ausência de atenuação atmosférica na radiação solar dá-se o nome de massa de ar zero
(AM0), sendo esta considerada para aplicações espaciais. A massa de ar AM1 corresponde ao
percurso perpendicular à superfície terrestre. A massa de ar AM1.5 é considerada para o
espectro de referência para testes de módulos FV em aplicações terrestres e corresponde à
distribuição espectral da irradiância que chega a uma superfície inclinada a 37º, virada para
Sul, com um ângulo zénite, º (Viana, 2010).
36
Se θ é mais baixo, o percurso da irradiação solar pela atmosfera é mais longo,
traduzindo-se numa maior absorção e difusão da radiação o que implica uma menor
irradiância no local em análise. A Massa de Ar (factor AM), indica um múltiplo do percurso
da radiação solar pela atmosfera para um determinado local. A relação entre a elevação solar
( ) e a Massa de Ar, é dada pela seguinte expressão:
( ) (4.1)
4.2.3 Espectro da radiação solar
A Fig. 4.6 representa o espectro da radiação solar em que relaciona a irradiância com o
comprimento de onda dos fotões que constituem a luz solar.
Fig. 4.6. Espectro da radiação solar global na horizontal (Dias, 2009)
Em termos de comprimento de onda, a radiação solar ocupa a faixa espectral dos 100 nm
a 3000 nm, tendo máxima densidade espectral em volta dos 550 nm, sendo este o
comprimento de onda que corresponde à luz verde-amarelada.
Pode verificar-se que grande parte da energia da radiação solar está contida na banda
visível.
A parte mais alongada do espectro corresponde à gama dos infravermelhos, entre 750 nm
e 2000 nm. A irradiação máxima dos infravermelhos situa-se para comprimentos de onda de
750 nm, decaindo lentamente com a diminuição da frequência.
Por último, os ultravioletas estão situados em comprimentos de onda mais pequenos,
sendo estes raios os mais prejudiciais para a saúde devido ao seu reduzido comprimento de
37
onda e maior poder energético. Felizmente, grande parte dos ultravioletas são reflectidos pela
camada de ozono da atmosfera.
4.3 Definição de ângulo e localização do sol
No projecto de um sistema FV torna-se necessário saber a posição exacta do sol referente
ao local de instalação de forma a determinar o ângulo de incidência dos raios solares e
quantificar a energia proveniente do Sol e posteriormente a produção esperada dos painéis
FV.
A Terra no seu movimento de translação em torno do sol descreve uma trajectória
elíptica num plano inclinado de aproximadamente 23,5º em relação ao plano equatorial. Esta
inclinação é responsável pela variação do sol ao longo do ano, dando origem às estações do
ano. Pode observar-se na Fig. 4.7 o solstício de Verão, em que a duração do dia é máxima, o
solstício de Inverno em que a duração do dia é mínima e os equinócios de Primavera e
Outono, com igual duração entre o dia e a noite.
Fig. 4.7. Órbita da Terra em torno do Sol, com o seu eixo N-S inclinado num ângulo de 23,5º (Bahia,
2010)
A localização do sol pode ser definida em qualquer local pela altura e pelo azimute. A
irradiância solar depende da elevação solar , sendo este o ângulo formado entre a radiação
directa e o plano horizontal. O azimute solar é o ângulo formado entre a direcção Sul e a
projecção da linha Sol-Terra na horizontal como se pode ver pela Fig. 4.8.
No campo da energia solar, o Sul é referenciado como α=0. O ângulo α toma valores
negativos para ângulos referenciados a Este (Este: α=-90º) e positivos para ângulos a Oeste
(Oeste: α=90º).
38
Fig. 4.8. Representação dos ângulos segundo as técnicas solares (GREENPRO, 2004)
A Fig. 4.9 a) mostra a representação da elevação solar em função do azimute, para a
cidade do Porto no dia mais longo do ano - 21 de Junho e no mais curto - 22 de Dezembro.
Fig. 4.9. Elevação solar a 21 de Junho e 22 de Dezembro na cidade do Porto (Dias, 2009)
(GREENPRO, 2004)
Observando a Fig. 4.9 a) e b) verifica-se que a posição mais elevada do sol ao longo de
um dia ocorre quando o azimute solar é nulo, ou seja ao meio dia. A altura máxima atingida
pelo Sol ao longo do ano ocorre ao meio dia de 21 de Julho, com = 72,32º, a altura mínima
ocorre no dia 22 de Dezembro com = 25,425º (Dias, 2009).
Para captar o máximo de radiação solar a inclinação do painel deve variar ao longo do
ano, acompanhando o ângulo de elevação solar. Os seguidores solares de 2 eixos permitem
acompanhar o ângulo azimutal ao longo do dia e o ângulo zenital ou polar ao longo do ano,
possibilitando que os raios solares incidam aproximadamente na perpendicular ao painel
maximizando a conversão fotoeléctrica.
Zenite
a) b)
39
4.4 Tecnologia fotovoltaica
4.4.1 Efeito fotovoltaico
O efeito fotovoltaico consiste na transformação de energia solar em energia eléctrica num
dado material, que envolve a transferência da energia dos fotões da radiação incidente para os
electrões da estrutura atómica desse material. Este fenómeno ocorre em materiais
semicondutores que se caracterizam pela presença de bandas de energia onde é permitida a
presença de electrões (banda de valência) e de outra totalmente vazia (banda de condução).
Estes materiais com heterogeneidade química na sua estrutura atómica, provocada pela
introdução de pequenas quantidades de determinados átomos como fósforo ou boro através de
dopagens, adquirem a capacidade de gerar uma corrente eléctrica. O processo de dopagem
consiste em alterar as propriedades de condução eléctrica dos semicondutores, pois uma
célula fotovoltaica (CFV) constituída apenas por cristais de silício puro não teria capacidade
de produzir energia eléctrica. Nesta situação (silício puro) os electrões passariam para a banda
de condução devido à energia da radiação incidente, mas acabariam por se recombinar com as
lacunas, não dando origem a qualquer corrente eléctrica. Para haver corrente eléctrica, é
necessário que exista uma diferença de potencial entre duas zonas da célula, zona do tipo p
(+), carga positiva e a zona do tipo n (-), carga negativa.
A Fig. 4.10, representa o diagrama das bandas de energia de um semicondutor. Neste, e
sob o efeito da radiação solar, a energia dos fotões incidentes é directamente transferida para
o material, podendo excitar electrões da banda de valência (nível inferior de energia ),
fazendo-os passar para a banda de condução (nível superior ) e originando a criação de
pares electrão-lacuna.
Fig. 4.10. Diagrama de bandas de energia de um semicondutor (Viana, 2010)
40
A diferença entre os níveis e , chama-se de banda proibida (gap band7), (eV),
cujo valor é característico de cada material. A Tabela 4.1 mostra alguns valores típicos de ,
para os materiais mais usados em CFV (Célula Fotovoltaica), nomeadamente: Germânio (Ge),
Silício (Si), Arseneto de Gálio (GaAs), Silício Amorfo Hidrogenado (a-Si:H) e Sulfureto de
Cádmio (CdS).
Tabela 4.1. Valores da Gap Band para diferentes materiais semicondutores (Viana, 2010)
Material Semicondutor (eV)
Ge 0,7
Si 1,12
GaAs 1,43
a-Si:H >1,5
CdS 2,53
A energia de um fotão incidente é determinada pela expressão: , em que é a
constante de Planck e toma o valor de e é a frequência da
radiação. Pode relacionar -se com o comprimento de onda da radiação pela expressão
(4.2).
(4.2)
Após penetrar o semicondutor o fotão pode ser absorvido, mas só irá dar origem a um par
electrão-lacuna se a sua energia for superior a . Com esta afirmação, conclui-se que existe
um comprimento de onda de corte (nm) máximo que o semicondutor consegue absorver.
Ou seja, radiação com comprimentos de onda superiores a , não são absorvidos pelo
semicondutor não havendo formação de um par electrão-lacuna. A expressão (4.3) permite
determinar o comprimento de onda de corte tendo em conta o gap band do material
semicondutor.
(4.3)
No caso de o silício estar sob a incidência da radiação solar, a absorção de fotões faz-se
para inferiores a nm, que corresponde à zona do infravermelho (ver Fig. 4.6).
7 gap band - Este valor de energia vem expresso em electrão-volt (eV), sendo
41
Pela Fig. 4.11, pode-se constatar que grande parte da banda correspondente aos
infravermelhos não é aproveitada para conversão fotovoltaica (entre 1,1 m a 3 m),
correspondente à área A.
Fig. 4.11. Repartição espectral da radiação solar extraterrestre e utilização do espectro pelo silício
(Viana, 2010)
Os fotões com excesso de energia não são absorvidos, sendo a sua energia dissipada
internamente sob a forma de calor, não contribuindo para a geração de corrente eléctrica. A
energia excedentária está representada na área B da Fig. 4.11.
A potência eléctrica é aproximadamente proporcional à intensidade da radiação solar
incidente. Nas mesmas condições de radiação, a potência aos terminais de saída da CFV
decresce com o aumento de temperatura, sensivelmente 0,5%/ºC (Viana, 2010). Este valor
corresponde aos valores fornecidos habitualmente pelos fabricantes na folha de características
dos módulos FV, correspondente ao coeficiente de variação de potência com a temperatura
fornecido em %/ºC. A Fig. 4.12 representa a curva característica I-V de uma CFV.
Fig. 4.12. Coeficiente de variação da potência com a temperatura (BPSolar, 2011)
Como já foi referido, a criação de pares electrão-lacuna no interior do material
semicondutor, não é por si só suficiente para se obter uma corrente eléctrica, sendo necessário
criar no interior do material uma estrutura que permita haver separação dos portadores de
carga fotogeradores e promova a sua extracção. O processo utilizado para a separação dos
42
portadores de carga, é o da barreira de potencial, que se estabelece na interface de dois
semicondutores de tipos diferentes, ou seja, com dopagens distintas, a que se chama junção p-
n. Ao unir ambos os semicondutores, vai haver difusão de electrões do tipo p para o tipo n, o
que vai levar à acumulação de iões positivos na zona p e negativos na zona n criando um
campo eléctrico interno. Surge desta forma a diferença de potencial, que no caso do silício é
de 0,7 V e no caso do Germânio é de 0,3 V. O boro é o dopante normalmente usado para criar
a região tipo p e o fósforo para criar a região tipo n.
Podem utilizar-se outras estruturas, como as do tipo p-i-n, usando o a-Si, onde a camada i
é constituída por um material puro ou intrínseco como o hidrogénio, dando origem ao a-Si:H,
ou recorrer a multi-junções, constituídas pela sobreposição de semicondutores com diferentes
hiatos, para um melhor aproveitamento do espectro da radiação solar (células Tandem).
A fase final consiste em recolher os electrões, fechando o circuito através de uma carga
como se pode ver na Fig. 4.13.
Fig. 4.13. Corte transversal de uma célula fotovoltaica (GREENPRO, 2004)
A CFV compreende três partes distintas, a região activa onde se dá a conversão, uma
camada anti-reflectora que limita as perdas por reflexão de radiação na superfície e os
contactos metálicos que recolhem os electrões e permitem a ligação de uma carga.
Uma CFV quadrada com 15 cm de comprimento, de silício multicristalino, quando
submetida a 1000 W/m2 de radiação e 25ºC de temperatura, pode fornecer CC de 6,75 A para
uma tensão de 0,5 V, que se traduz numa potência de 3,38 W. Este nível de tensão é
demasiado baixa para alimentar cargas comuns, por isso, os módulos FV comerciais são
constituídos por células conectadas em série ou em paralelo de forma a aumentar a tensão de
saída do módulo. Essas células são soldadas pelos seus contactos e de seguida são
encapsuladas numa estrutura que normalmente é de alumínio para se tornar mais leve. O
encapsulamento protege o conjunto das células contra agressões externas e contra a corrosão
dos contactos.
43
4.4.2 Modelo matemático da célula fotovoltaica
A análise do comportamento de um sistema eléctrico de energia requer o
desenvolvimento de modelos matemáticos para os componentes constituintes do sistema.
Uma CFV na obscuridade pode ser modelizada por um díodo de junção PN. Para modelizar a
fotocorrente que atinge a célula acrescenta-se uma fonte de corrente da qual é gerado (A). A
Fig. 5.14 representa o esquema equivalente de uma CFV.
Fig. 4.14. Circuito equivalente de uma célula fotovoltaica alimentando uma carga (Dias, 2009)
A corrente que alimenta a carga é dada pela expressão seguinte:
( ) (
) (4.4)
Sendo a corrente de saturação do díodo e o fator de idealidade do díodo, que
apresenta um valor entre 1 e 2. é obtido através da expressão seguinte:
( )
(4.5)
Sendo a constante de Boltzman ( ), é a temperatura da célula (ºK) e
é a carga do electrão ( ).
O circuito equivalente de uma CFV inclui as resistências e que modelizam as
perdas de tensão e corrente respectivamente. Estas são responsáveis pelo abatimento da curva
característica da célula. De referir que é muito superior que . O circuito equivalente
incluindo e está representado na Fig. 4.15
Fig. 4.15. Circuito equivalente de uma célula fotovoltaica (Dias, 2009)
A corrente que alimenta a carga é determinada pela expressão seguinte:
44
( ) (
)
(4.6)
4.5 Células fotovoltaicas
Na presente secção serão abordados de uma forma resumida, os diferentes tipos de
células que constituem os módulos actualmente no mercado.
O desenvolvimento tecnológico dos sistemas FV deu-se em grande parte baseado em
células de silício, que constituí a tecnologia de 1ª geração. Mais recentemente as tecnologias
de filmes finos começaram a ganhar importância devido ao seu processo de fabrico conduzir a
uma redução significativa de matéria-prima levando a preços mais baixos, sendo esta
tecnologia designada de 2ª geração. Na actualidade e ainda em fase de desenvolvimento
encontra-se a tecnologia FV de 3ª geração, que promete progressos consideráveis.
4.5.1 Células de 1ª geração
A tecnologia FV de 1ª geração composta pelas células de silício cristalino (Si) é a mais
comum actualmente e domina o mercado com o share global de 87% (Castro, 2011). O silício
não existe como elemento químico e é obtido através da separação do oxigénio não desejado
do dióxido de silício (SiO2). O processo consiste em fundir areia sílica juntamente com pó de
carvão, resultando silício metalúrgico com 98% de pureza. Para aplicação em electrónica, 2%
de impureza revela-se um valor elevado, sendo o aceitável próximo de 0,001%. Para obter
este nível de pureza o silício é submetido a um processo químico, podendo depois ser
utilizado na produção de CFV.
De seguida são apresentadas as CFV de silício mais usadas em aplicações FV, fazendo
uma breve descrição das respectivas técnicas de produção, eficiência e dimensões.
Células de Silício monocristalino
A célula de silício monocristalino é historicamente a mais usada comercialmente como
conversor fotoeléctrico, representando cerca de 35% do mercado (Castro, 2011). As principais
características são (GREENPRO, 2004):
Produção efectuada a partir do processo de Czochralski. Neste processo é obtido um
cristal que depois será estriado de modo a produzir barras que serão cortadas em
45
lâminas de 0,3 mm de espessura, formando pastilhas. Durante este processo, perde-se
parte do silício em forma de pó de serragem;
Apresentam eficiência de 15 a 18%;
Podem ter um formato redondo, semi-quadrado ou quadrado, dependendo da
quantidade que é extraída do cristal único. As células redondas são as que provocam
perdas menores, logo as que apresentam um preço mais reduzido, no entanto não são
práticas a nível de disposição e gestão do espaço, sendo o seu uso evitado em
módulos standard. São uma boa escolha quando se pretende obter algum grau de
transparência, nomeadamente em sistemas solares domésticos;
A dimensão das células é 10x10 cm², ou 12,5x12,5 cm², no caso das quadradas, ou
diâmetro de 10, 12,5 ou 15 cm, no caso das redondas;
Possuem uma espessura de 0,3 mm e uma estrutura homogénea. Quando munidas de
camada anti-reflexão as células apresentam uma cor na gama do azul-escuro para o
preto. Sem anti-reflexão, a cor das células é cinza.
Células de Silício policristalino
O silício policristalino é menos eficiente que o monocristalino, contudo a produção é
mais económica. O processo mais comum de produção é o de fundição de lingotes. As células
de silício policristalino apresentam as seguintes características (GREENPRO, 2004):
Eficiência de 13 a 15%, quando munidas de camada anti-reflexão;
A forma das células é quadrada e está disponível nas dimensões 10x10 cm²,
12,5x12,5 cm² e 15x15 cm², com espessura de 0,3 mm;
A cor é azul quando existe camada anti-reflexão ou cinza prateada quando não existe
a referida camada;
Na sua estrutura verificam-se cristais com várias orientações, formados durante a
fundição do bloco.
Células Power
As células Power são constituídas por pastilhas policristalinas produzidas por fundição
de lingotes, que são posteriormente tratadas num processo estrutural mecânico. São
produzidos sulcos em ambos os lados da pastilha, sendo depois criados orifícios na
intersecção dos sulcos. Resulta desta acção um efeito de transparência que pode variar de 0
46
até 30% consoante o tamanho dos orifícios. Apresentam as seguintes características gerais
(GREENPRO, 2004):
Eficiência de 10% para uma transparência de 10%;
Apresentam dimensões de 10x10 cm² e 0,3 mm de espessura;
A estrutura e cor são idênticas às verificadas na célula policristalina, sendo visível
uma pequena franja opaca no limite da célula transparente.
Células de Silício policristalino EFG
As células EFG assemelham-se a células monocristalinas tanto na aparência como na
qualidade eléctrica, apesar do silício usado ser policristalino (GREENPRO, 2004). As células
EFG apresentam as seguintes características (GREENPRO, 2004):
Eficiência de 14%;
Possuem dimensões de 10x10 cm² e 10x15 cm², com uma espessura de 0,28 cm;
A superfície da célula apresenta-se ligeiramente irregular e azulada quando na
presença de camada anti-reflexão.
Células de Faixas de filamentos
As células produzidas por laminagem de faixas possuem as seguintes características
(GREENPRO, 2004):
Eficiência de 12%;
Possuem dimensões de 8x15 cm² e uma espessura de 0,3 mm;
A estrutura é semelhante à observada nas células EFG;
Possuem cor azul quando se encontram cobertas por camada anti-reflexão, sendo
cinza prata na ausência de camada anti-reflexão.
Células Apex
Apresentam uma elevada velocidade de produção. Estas células resultam das primeiras
aplicações de película fina com silício cristalino para produção em série. Apresentam as
seguintes características (GREENPRO, 2004):
Eficiência de 9,5%;
47
Dimensão de 20,8x20,8 cm²;
Possuem uma estrutura semelhante às células solares policristalinas, mas com
menores cristalites.
4.5.2 Células de 2ª geração – filmes finos
O silício cristalino é caro, representando o seu custo aproximadamente metade do custo
final do módulo FV. Além disso, a sua disponibilidade é limitada, existindo alguma
preocupação quanto ao processo de purificação do silício de grau solar que pode ter custos
energéticos elevados. Por estas razões a indústria FV, viu-se obrigada a procurar alternativas
mais económicas, quer ao nível do material semicondutor, quer ao nível da tecnologia de
produção.
Os novos materiais são os melhores absorvedores de luz, pelo que a espessura do
semicondutor pode ser reduzida a poucos μm, levando a uma redução no custo (Dias, 2009).
Estes materiais são adequados á utilização na chamada tecnologia de filamentos finos (Thin-
films), onde se deposita o material semicondutor sobre um substrato de grande área, de metal,
vidro ou plástico, sendo por esta razão facilmente adaptado à produção em grande escala. Os
materiais mais utilizados para esta tecnologia são: Telureto de Cádmio (CdTe), com 8% do
mercado, o silício amorfo (a-Si), com 5% e o Disseleneto de Cobre-Índio-Gálio (CIGS) com
menos de 1% (Castro, 2011).
As células de película fina apresentam um melhor aproveitamento de baixos níveis de
radiação, menos sensibilidade a efeitos de sombreamento e um melhor desempenho perante
elevadas temperaturas (Dias, 2009).
Células de silício amorfo (a-Si)
A principal desvantagem das células de silício amorfo é a baixa eficiência que estas
apresentam, decrescendo o seu valor durante o primeiro ano de uso, devido à degradação
induzida pela luz nivelando depois num valor estável. A criação de células solares
multijunção pretende contrariar esse problema. As principais características da célula de
silício amorfo são (GREENPRO, 2004):
Eficiência de 11-12% no máximo, porém vai diminuindo ao logo da sua vida para
valores de 5 a 8% devido à degradação por exposição solar (Castro, 2011);
48
A dimensão do módulo standard é de 0,77 x 2,44 m² e o módulo especial 2x3 m². A
espessura varia entre 1 e 3 mm de substrato, podendo este ser de plástico, metal ou
vidro, com um revestimento de silício amorfo de 0,001 mm;
A estrutura é homogénea e a cor varia entre o castanho avermelhado e o preto.
Células de Telureto de Cádmio (CdTe)
As Células apresentam um potencial considerável para a redução de custos quando
produzidas em massa. No entanto, a utilização desta tecnologia tem levantado problemas
devido à toxicidade do cádmio que traz problemas ambientais. As principais características da
célula CdTe são (GREENPRO, 2004):
As Células CdTe apresentam uma eficiência de 16% em laboratório, no entanto o
valor da eficiência das células comercializadas é de 10-11%;
O módulo tem uma forma livre num tamanho máximo de 1,20x0,6 m2 e uma
espessura de 3 mm de substrato com 0,008 mm de revestimento;
A estrutura destas células é homogénea e a gama de cores varia entre o verde-escuro
e o preto.
Células de Disseleneto de Cobre-Índio-Gálio (CIGS)
As Células Solares CIGS são actualmente as mais eficientes de todas as células de
película fina apresentando eficiências entre 11-13% (20% em laboratório). Não são tão
susceptíveis à degradação por indução da luz como as células de silício amorfo. Podem, no
entanto, apresentar problemas quando instaladas em ambientes quentes e húmidos, sendo
nesses casos recomendada uma boa selagem contra este tipo de ambientes.
A principal dificuldade técnica destas células reside na elevada complexidade da camada
de absorção que é constituída por 5 elementos. Esta característica induz dificuldades na
obtenção de uma camada uniforme ao longo do substrato, encarecendo o produto final. Este
facto, aliado à reduzida disponibilidade do Índio no meio natural, constituem barreiras para a
disseminação destas células. As principais características da célula CIGS são (GREENPRO,
2004):
É permitida uma livre escolha do formato do módulo num tamanho máximo de 1x0,6
m2, sendo a espessura de 3 mm no substrato e 0,003 mm no revestimento;
Apresenta uma estrutura homogénea de cor preta.
49
Célula HCI
Trata-se de uma combinação da clássica célula solar cristalina com a célula de película
fina, sendo constituída por uma pastilha monocristalina revestida por uma camada de silício
amorfo. Esta célula distingue-se por uma maior produção de energia a elevadas temperaturas,
verificando-se uma queda de eficiência de 0,33% por elevação de grau celsius, ao contrário
dos 0,45% observados no silício cristalino. É ainda imune à degradação da eficiência
resultante do envelhecimento por indução de luz que se verificava nas células amorfas de
película fina. As principais características da célula HCI são (GREENPRO, 2004):
Eficiência de 17,3%;
Possuem uma forma quadrada de 104 mm de lado e espessura de 0,2 mm;
A sua estrutura é homogénea sendo a cor preta.
4.5.3 Células de 3ª geração – Tecnologias emergentes
Existem um conjunto de tecnologias de filmes finos em investigação e com grande
potencial de desenvolvimento tais como Células sensibilizadas por corante, Células orgânicas
ou as Células Nanoantenas.
São tecnologias ainda em fase de estudo e em desenvolvimento que têm sido testadas em
laboratório. A abordagem a estas tecnologias ficará para um futuro trabalho onde serão
analisadas e estudadas de uma forma mais pormenorizada.
4.6 Aplicação dos diferentes tipos de células fotovoltaicas
Para os sistemas solares com ligação à rede eléctrica pública geralmente são usadas
células solares de silício monocristalino e policristalino. A menor eficiência do silício
policristalino é contrabalançada pelas vantagens que oferece em termos de preço final, que
advém dos menores custos de fabrico.
Os módulos de silício amorfo têm sido maioritariamente utilizados em aplicações de
lazer (pequenas aplicações, campismo, barcos). Contudo, devido à sua estabilidade e
comportamento prevê-se que venham a ser cada vez mais usadas em grandes sistemas. Os
módulos híbridos HCI apresentam níveis de eficiência elevados entre os módulos comerciais
disponíveis. Os módulos de película fina CIGS e CdTe alcançaram a fase de produção em
série e têm vindo a ser utilizados em vários locais de referência (GREENPRO, 2004).
50
51
5 Avaliação Técnico-Económica
Actualmente existem várias possibilidades para usar FER em sistema de MG, tornando-
se necessário proceder à avaliação económica para decidir qual a melhor solução a ser
instalada, tendo em conta a disponibilidade do recurso renovável no local de exploração.
As análises económicas podem ser executadas a preços constantes, quando se ignoram os
efeitos da inflação, ou a preços correntes, se estes efeitos são contabilizados. Em períodos de
inflação controlada e considerando que esta afecta de igual modo as receitas e as despesas, a
análise a preços constantes pode ser usada. Foi esta a opção tomada para realizar a análise
económica dos sistemas de MG considerados neste projecto.
O presente capítulo pretende realizar uma análise técnico-económica com a intenção de
averiguar qual o sistema de MG mais viável a instalar numa vivenda unifamiliar no concelho
de Pombal, tendo o microprodutor sido incorporado no regime bonificado em 2011. As
tecnologias a examinar são a fotovoltaica (sistema fixo, seguidor solar de 1 eixo azimutal e
seguidor solar de 2 eixos) e micro-eólica.
5.1 Características do edifício em estudo
O edifício em estudo é uma vivenda unifamiliar de dois pisos, localizada no concelho de
Pombal.
Fig. 5.1. Fotografia da habitação unifamiliar em estudo
52
A habitação em estudo, tem instalado 2 m2 de colectores solares térmicos que estão
incorporados no sistema de aquecimento, sendo este, um requisito obrigatório para aceder à
actividade de MG (DL118-A, 2010).
5.1.1 Tarifa de compra de energia eléctrica
A instalação eléctrica da moradia é alimentada em BT 230 VAC, sendo o
comercializador de energia a EDP Distribuição.
A potência contratada é de 10,35 kVA, sendo a tarifa a BTN – simples. Na Fig. 5.2 estão
assinalados os preços de potência e de energia para este contrato de abastecimento de
electricidade.
Fig. 5.2. Tarifa de venda a clientes finais em BTN ( ) (EDPb, 2011)
5.1.2 Perfil de consumo anual
Recorrendo ao site EDP online foi possível aceder aos consumos de energia activa ao
longo do ano de 2010 da habitação, permitindo traçar o perfil de consumo anual da instalação
para o ano de 2010, que se encontra representado na Fig. 5.3.
O consumo de energia eléctrica mensal varia entre os 366,8 kWh verificados em
Fevereiro, aos 471,20 kWh registados em Dezembro. A energia eléctrica consumida no ano
de 2010 foi de 4905 kWh, correspondendo a um custo anual de 838,19 €, valor obtido
somando todas as facturas de 2010. Encontra-se no Anexo I, a título de exemplo, a factura de
electricidade referente ao mês de Agosto.
53
Fig. 5.3. Perfil de consumo de energia eléctrica no ano de 2010
Com base na análise das facturas de electricidade é possível aferir quais as fontes de
energia eléctrica, geraram a energia consumida na habitação. A Fig. 5.4 mostra as quotas do
mix por fonte da energia eléctrica consumida. Verifica-se que 44% da energia consumida
provem de PRE, nomeadamente, Eólica (26,7%), Co-geração/MG (13,1%) e Mini-Hídrica
(4,2%). A quota das fontes não renováveis é de 31,6%, nomeadamente, Gás Natural (20,9%),
Carvão (9,6%) e Petróleo (1,1%). De referir a considerável quota de energia consumida
proveniente de Co-geração e MG, que atinge os 13,3%.
De realçar a quota de energia nuclear proveniente de importação que assume o valor de
4,1%.
Fig. 5.4. Mix por fonte, da energia eléctrica consumida na habitação no ano de 2010
0
100
200
300
400
500
kWh
Energia eléctrica consumida por mês
Consumo Anual = 4905kWh
Fuel 1,1% Carvão
9,6%
Gás Natural 20,9%
Nuclear 4,1%
Hídrica 16,2%
Mini - Hídrica 4,2%
Eólica 26,7%
Cogeração/MG 13,1%
Outras 4,1%
Mix das fontes de energia eléctrica consumida na habitação
54
É interessante saber a quantidade de CO2 produzido para gerar a electricidade consumida
na habitação. Esta informação encontra-se disponível nas facturas de electricidade entregues
ao consumidor (ver Anexo I). Somando os valores associadas às facturas de 2010 obtêm-se a
quantidade de CO2 produzido para a geração da energia eléctrica consumida na habitação, que
é de 1088,5 kg. O gráfico da Fig. 5.5 mostra a produção mensal de CO2 ao longo do ano de
2010 para a geração da electricidade consumida na habitação.
A produção de CO2 está relacionada com a fonte de energia eléctrica. A geração de CO2
em Março é reduzida devido à elevada percentagem de energia eléctrica proveniente de
geração eólica e hídrica. Já nos meses de Novembro e Dezembro as quotas de centrais
térmicas a Carvão e Gás Natural são superiores, havendo um consequente aumento de CO2.
Fig. 5.5. Produção mensal de CO2 (kg) ao longo do ano de 2010
Convém referir que as conclusões que têm sido produzidas, acerca da geração de CO2
pelas fontes de energia eléctrica para alimentar a instalação da habitação, tomam
exclusivamente como base a informação contida nas facturas de electricidade de 2010. É
óbvio, que o mix por fonte para a geração da electricidade consumida na habitação em anos
anteriores ou posteriores não é igual. Num determinado ano pode haver menor geração eólica,
tendo este défice que ser compensado por outras centrais, nomeadamente térmicas a Carvão
ou a Gás Natural, fazendo com que haja um aumento na emissão de CO2, ou em anos de seca
a geração hídrica é menor tendo que haver maior produção térmica havendo maior emissão de
CO2.
Um estudo sobre o real impacto a nível de consumo energético e subsequente emissão de
CO2 relativo à habitação em análise requeria um estudo ao longo de vários anos.
020406080
100120140160
CO
2 (k
g)
Produção de CO2 (kg) mensal para a geração da electricidade consumida na habitação
55
5.2 Sistema de Microgeração a instalar
5.2.1 Regime de remuneração
Na instalação de um sistema de MG existem dois regimes a que um microprodutor pode
aderir, regime bonificado ou regime geral como já foi explicado na secção 2.2.2.
Para a análise económica a realizar no presente capítulo, assume-se que o produtor
recebe o certificado de exploração em 2011, correspondendo a uma tarifa de referência de
0,38 €/kWh para o primeiro período e de 0,22 €/kWh para o segundo (DGEG, 2010).
A Fig. 5.6, mostra a evolução da tarifa de venda ao longo da vida útil do investimento
para um sistema de MG fotovoltaico e micro-eólico, ingressando o microprodutor no regime
bonificado no ano de 2011.
Fig. 5.6. Tarifa de venda da energia produzida ao longo da vida útil do investimento
A tecnologia com tarifa de venda mais elevada é a FV, assumindo o valor da tarifa de
referência 0,38 €/kWh, no primeiro período e 0,22 €/kWh no segundo período. A tarifa de
venda do sistema micro-eólico corresponde a 80% da tarifa de referência no primeiro e
segundo período, 0,304 €/kWh e 0,176 €/kWh, respectivamente.
A electricidade gerada num sistema de MG on grid que vende tudo o que gera à rede, sob
o regime bonificado, tem a vantagem de no ano de 2011 ser remunerada com um valor 2,87
vezes mais elevado face ao preço que o consumidor paga na compra de energia eléctrica ao
seu comercializador, assumindo 0,1326 €/kWh. No ano de 2012 a tarifa de venda para o
0,00
0,05
0,10
0,15
0,20
0,25
0,30
0,35
0,40
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25
€/k
Wh
Tarifa de venda de energia ao longo da vida útil do Investimento
Solar Eólica
56
regime bonificado será de 0,32 €, correspondendo a uma remuneração de 2,41 vezes mais
elevada face ao preço de compra. Compensa vender toda a energia gerada ao comercializador
de forma a amortizar mais rapidamente o investimento, ao invés de investir num sistema Off
Grid isolado, que acarreta um investimento avultado em baterias que terão que ser renovadas
periodicamente, em média de 3 em 3 anos, dependendo do tipo de bateria e do seu uso.
5.2.2 Potência a instalar
O DL 118-A/2010 estabelece que a potência do sistema de MG não deve ser superior a
50% da potência contratada e a potência de ligação não pode exceder o máximo de 3,68 kW
para os produtores inseridos no regime bonificado e 5,75 kW para os produtores inseridos no
regime geral.
Sendo a potência contratada ao comercializador de 10,35 kVA, o sistema de MG sob o
regime bonificado terá uma potência instalada máxima de 5,175 kW e uma potência de
ligação máxima de 3,68 kW.
Uma das condições para o acesso à actividade de MG é que o somatório da potência
gerada pelos sistemas de MG ligados a um determinado PT, não pode ultrapassar o limite de
25% da potência nominal do respectivo PT. Irá assumir-se que a instalação em causa preenche
este requisito.
5.3 Recursos renováveis – potencial local
Para seleccionar a tecnologia a implementar no sistema de MG, torna-se necessário saber
a quantidade e qualidade da matéria-prima energética, nomeadamente irradiação solar média e
velocidade média do vento disponível no concelho de Pombal.
Sabendo a distribuição da irradiação solar média e da velocidade média do vento ao
longo do ano, é possível estimar a produção mensal por tecnologia e aferir qual dos sistemas
em estudo é mais rentável e viável.
5.3.1 Irradiação solar média
Recorrendo à base de dados do Software de simulação SolTerm desenvolvido pelo
INETI, é possível aceder aos valores médios da irradiação solar directa, difusa e global na
horizontal no concelho de Pombal. Com estes valores é possível estimar a produção de um
sistema FV instalado no local em análise.
57
O SolTerm é um programa de análise de desempenho de sistemas solares térmicos e FV,
especialmente ajustado às condições climáticas e técnicas de Portugal.
Esta ferramenta constitui uma referência para cálculo de incentivos governamentais à
energia solar sendo actualmente o software utilizado na contabilização da contribuição de
sistemas de energias renováveis para o balanço energético de edifícios, sendo compatível com
o Sistema de Certificação de Edifícios regulado pelos DL 78, 79 e 80/2006 de 4 de Abril.
A Fig. 5.7 mostra a irradiação solar directa, difusa e global na horizontal no concelho de
Pombal ao longo do ano. As coordenadas nominais de Pombal são: 39,93ºN e 8,69ºW
(SolTerm, 2010).
Fig. 5.7. Irradiação solar média mensal horizontal (kWh/m2) no concelho de Pombal
A irradiação global oscila desde os 1,8 kWh/m2 registados em Janeiro até aos 6,8
kWh/m2
atingidos em Julho (SolTerm, 2010).
5.3.2 Velocidade média do vento
Recorrendo à Base de Dados EOLOS – Base de Dados do Potencial Eólico em Portugal,
desenvolvida pelo INETI, DGEG e o Programa de Energia, foi possível obter dados relativos
ao potencial eólico no local em estudo para estimar a produção eléctrica de uma MTE. Trata-
se de uma aplicação desenvolvida em Access que contém uma compilação de múltiplas
campanhas de avaliação energética do vento em Portugal. Esta aplicação permite identificar
locais com elevado potencial eólico e caracterizar o escoamento atmosférico em determinadas
regiões do país (INETI, 2011).
0
1
2
3
4
5
6
7
8
kWh
/m2
Irradiação Solar média mensal na Horizontal (kWh/m2)
Irradiação Directa Irradiação Difusa Irradiação Global
58
O equipamento de medida que permitiu realizar as medições da velocidade e direcção do
vento na zona de Pombal estava situado na serra do Sicó a 550 m de altura. Estando esta área
perto do local onde se encontra a habitação em estudo, assume-se que os dados armazenados
na Base de Dados para a referida zona, são equivalentes ao perfil de vento que percorre o
local em análise. A Fig. 5.8 apresenta um gráfico com a velocidade média do vento a 10 m, 15
m e 20 m de altura do solo na zona da serra do Sicó para cada mês do ano. Os dados
mensurados datam de recolhas realizadas em 1999 e 2000 (INETI, 2011).
Fig. 5.8. Velocidade média mensal do vento na serra do Sicó (m/s)
Verifica-se que a velocidade média do vento aumenta com a altura, sendo a velocidade
média para 10 m de altura de 6,32 m/s, para 15 m de 6,56 m/s e para 20 m de 6,8 m/s.
Aerogeradores colocados a alturas mais elevadas irão ter produções de electricidade
superiores.
Pela informação disponível em sites de fabricantes de MTE, a altura das torres para
suster os aerogeradores variam desde os 7, 9, 15, 20 e 24 m de altura. Há que ter em conta que
elevadas alturas dificultam a manutenção e a nível paisagístico pode não se enquadrar com o
ambiente ou a arquitectura dos edifícios em redor da torre.
Analisando a diferença entre a velocidade média do vento para 10 m, 15 m e 20 m de
altura, opta-se por uma torre de 15 m. Tendo em consideração a rugosidade do solo,
vegetação e obstáculos existentes na proximidade do local de instalação da MTE, a altura de
15 m permite expor a turbina a ventos com perturbações menores no seu escoamento,
conduzindo a uma produção eléctrica mais constante, contribuindo para o aumento da
rendibilidade do investimento e a diminuição do seu tempo de amortização.
0123456789
Ve
l. V
en
to (
m/s
)
Velocidade média do vento na serra do Sicó (m/s)
10 m de altura 15 m de altura 20 m de altura
59
5.4 Sistemas de microgeração a analisar
A presente secção pretende especificar os sistemas de MG com potência de ligação de
3,68 kW constituídos por tecnologias FV e micro-eólica que irão ser analisados no presente
capítulo.
Pretende-se aferir qual o sistema de MG a instalar na habitação de forma a garantir que o
investimento efectuado é amortizado a média prazo, aproximadamente de 6 a 9 anos, tendo
em conta que a vida útil dos módulos das tecnologias em estudo FV e eólica é de 25 anos.
Desta forma serão realizadas quatro análises técnico-económicas com o objectivo de
determinar qual dos casos é o mais favorável para o local em estudo. A Tabela 5.1 mostra as
características dos sistemas de MG que se pretendem avaliar.
Tabela 5.1. Características dos sistemas de MG a avaliar
Casos Sistema Potência instalada
A Sistema FV fixo 4,05kWp
B Sistema FV c/ seguidor solar 1 eixo 4,05kWp
C Sistema FV c/ seguidor solar 2 eixos 4,05kWp
D Sistema micro-eólico 3,5kW
A realização da análise técnico-económica depende de vários factores que têm de ser
considerados, tais como, o custo de investimento, a taxa de actualização, a potência do
sistema, a eficiência do sistema de geração e conversão, a perda de rendimento ao longo da
vida útil e os custos de operação e manutenção. A Tabela 5.2 apresenta os valores acima
enunciados que irão ser iguais para a análise dos quatro sistemas a analisar.
Tabela 5.2. Valores constantes utilizados nas análises económicas
Taxa de actualização (%) 6%
Benefícios fiscais (30% do Investimento, c/ limite em 803 €) 803 €
Custo de registo como microprodutor (500 € + IVA de 13%) 565 €
para 2011 do Regime Bonificado 0,38 /kWh
nos primeiros 8 anos do contrato Regime Bonificado 0,38 /kWh
nos últimos 7 anos do contrato Regime Bonificado 0,22 /kWh
em Regime Geral 0,1326 €/kWh
60
Antes de se proceder à análise económica e a fim de se conseguir uma melhor integração
e validação dos resultados obtidos, irão ser justificados alguns pressupostos que serão os
mesmos utilizados em todas as análises económicas, pelo que a justificação é válida para
todas elas.
Taxa de actualização 6% – Taxa de actualização usada para activos com baixo risco, a
médio longo prazo segundo um contexto económico de crescimento moderado e
sustentado;
O investimento em sistemas de geração de energia eléctrica com base em fontes
renováveis tem benefícios fiscais no valor de 30% do investimento com limite de 803 €;
A tarifa de venda de energia sob o regime bonificado para os primeiros 8 anos após a
instalação do sistema de MG é de 0,38 €/kWh multiplicada pela percentagem referente à
tecnologia utilizada, assumindo que se recebeu o respectivo certificado de exploração no
ano 2011. Nos 7 anos seguintes a tarifa de venda será de 0,22 €/kWh multiplicada pela
percentagem referente à tecnologia utilizada. Após o período de 15 anos o preço de venda
será igual ao preço de compra ao vendedor de último recurso, que se assumiu o valor de
0,1326 €/kWh;
Os microprodutores estão isentos de IRS até ao limite máximo de facturação anual de
5.000 €;
O microprodutor só poderá vender ao comercializador de último recurso um total de 2,4
MWh/ano por cada kW instalado, para as tecnologias FV e micro-eólica (DL118-A,
2010).
A vida útil considerada no estudo de viabilidade económica será de 25 anos para todos os
sistemas a analisar. As tarifas estimadas para os próximos 25 anos estão exibidas na Fig. 5.6
para os quatro casos, nomeadamente FV (Casos A, B e C) e micro-eólico (Casos D).
5.5 Metodologia usada na análise técnico-económica
A avaliação técnico-económica é baseada na escolha dos módulos a instalar tendo em
conta a gama de produtos actualmente existentes no mercado. Depois de seleccionados os
módulos que constituem todo o sistema de MG é determinado o custo de investimento inicial.
Posteriormente, é estimada a produção anual do sistema ao longo da vida útil do investimento
61
(25 anos), considerando a variação das fontes primárias de energia ao longo do ano analisadas
e descritas na secção 5.3. Posteriormente, são determinados os parâmetros de viabilidade
económica nomeadamente o Valor Actual Líquido de um Investimento (VAL), a Taxa Interna
de Retorno (TIR) e o Tempo de Retorno do Investimento (Payback). Os resultados destes
parâmetros irão indicar a viabilidade dos vários sistemas.
O Valor Actual Líquido (VAL), ou Balanço Actualizado (BA), é a diferença entre as
entradas e as saídas monetárias, designados de fluxos monetários (cash-flow), atualizados
durante a vida útil do empreendimento. O critério de avaliação do VAL depende do sinal do
seu resultado. Se este for positivo o projecto é viável, se for nulo existe uma elevada
probabilidade do projecto ser inviável. Se o resultado do VAL for negativo indica que o
projecto é inviável. Quanto maior a taxa de actualização utilizada no cálculo do VAL, menor
será o VAL obtido, uma vez que se está a exigir uma maior rendibilidade ao projecto em
análise. A expressão (5.1) permite determinar o VAL de um investimento (Marujo, et al.,
2010).
∑
( ) (5.1)
Onde representa o cash-flow no período , é o investimento no ano zero, é a taxa
de actualização do capital para o mesmo período e a vida útil do investimento. é a
diferença entre ganhos e/ou poupanças e pagamentos anuais ( ).
A TIR é a taxa que aplicada na expressão do VAL torna o resultado nulo. A avaliação
TIR situa imediatamente o interesse do empreendimento na escala de avaliação do mercado
financeiro, o que não acontece com o VAL. A obtenção de uma TIR superior à taxa de
actualização considerada no cálculo do VAL significa que o projecto consegue gerar uma taxa
de retorno superior ao custo de oportunidade do capital, pelo que estamos em princípio na
presença de um projecto economicamente viável. Uma TIR inferior à taxa de actualização
significa que a rendibilidade mínima não é atingida indicando que o projecto deve ser
descartado (Castro, 2011). A expressão (5.2) permite determinar o valor da TIR de um
investimento.
∑
( )
(5.2)
Onde é a taxa que aplicada na expressão (5.1) anula o VAL.
62
O Payback period ou período de recuperação é uma forma de medir o tempo de retorno
de um investimento, sendo determinado pela equação (5.3) (Castro, 2011).
∑
( )
(5.3)
Onde é a receita líquida anual e é o número de anos necessário à recuperação do
investimento.
A partir do momento em que a rendibilidade dos projectos de investimento é conhecida,
o critério de decisão sobre o investimento consiste em aceitar os que apresentam uma TIR
superior ao custo de financiamento acrescido de uma determinada taxa de risco que lhes esteja
associada.
De referir que os resultados das análises económicas a efectuar para os diferentes casos
não têm em consideração o custo de instalação do colector solar, pois este é igual para todos
os casos de MG. Na actualidade a grande maioria dos edifícios residenciais que pretendem
instalar sistemas de MG de electricidade já possuem colectores solares térmicos.
5.6 Sistema fotovoltaico fixo
Pretende-se realizar a análise técnico-económica de um sistema FV fixo com potência de
ligação à RESP de 3,68 kW, correspondendo ao Caso A da Tabela 5.1. Toda a energia gerada
pelo sistema será vendida ao comercializador de último recurso sob o regime bonificado.
5.6.1 Investimento inicial
Tendo em conta a vasta oferta de empresas instaladoras de sistemas FV na actualidade
em Portugal que praticam preços atractivos, foram realizadas pesquisas e contactos com
várias entidades com o intuito de obter orçamentos para a instalação de sistemas de MG FV
fixos. Foram seleccionadas empresas que apresentam orçamentos para instalações do tipo
chave-na-mão, ou seja, que se responsabilizam por todo o processo de transporte, instalação e
colocação em funcionamento do sistema FV. A Tabela 5.3 apresenta kits standard e
respectivos orçamentos para a instalação de um sistema de MG FV fixo.
63
Tabela 5.3. Orçamento para sistemas de MG FV fixos
Empresa Preço (€) Potência (kWp)
Eco Frendly 17.800 € 3,8 kWp
Home Energy 16.284,71 € 4,05 kWp
MODERNUNES 17.402 € 4,32 kWp
Sinersol 18.080 € 3,8 kWp
Brigansol 16.599,7 € 3,68 kWp
Intersol 18.990 € 3,5 kWp
Efacec 16.719,11 € 3,68 kWp
*Os preços da Tabela 5.3 já incluem IVA de 13%.
Analisando o preço e a qualidade dos módulos incorporados nos kits de instalação
standart das empresas referidas na Tabela 5.3, optou-se pela Home Energy. Esta fornece a
instalação de um sistema FV fixo com uma potência de 4,05kWp constituído pelos seguintes
elementos (EDPa, 2011):
18 Painéis FV Mprime Solar Solutions (Martifer): PV MODULE 225 W;
Estrutura em alumínio para suporte dos painéis;
Inversor: SMA modelo Sonny Boy 3800;
Contador trifásico: Actaris modelo SL 7000;
Portinhola de ligação P100, Caixa de protecções com disjuntores incluídos;
Cabo Solar 6 mm2, ligadores (Macho e Fêmea) de 6mm
2, Cabo AC 10 mm
2.
Ao custo total de 16.284,71 €, acresce o custo do registo como microprodutor que tem o
valor de 565 €. Por outro lado, o investimento em sistemas de geração de energia eléctrica
com base em FER tem benefícios fiscais no valor de 30% do investimento com limite de 803
€. Sendo 30% do investimento inicial superior ao limite máximo de 803 €, conclui-se que ao
investimento total deve ser descontado 803 €. Com estas considerações, o investimento inicial
para o caso A é de 16.046,71 €.
As características técnicas do painel Mprime 225 W, do Inversor SMA Sonny Boy 3800
kW, do contador Actaris SL 7000 e portinhola P100 podem ser analisadas no Anexo II.
5.6.2 Energia eléctrica fornecida à RESP
Com recurso ao software SolTerm foi possível obter a energia eléctrica produzida pelo
sistema FV ao longo dos vários meses do ano. A Fig. 5.9 representa a energia entregue à
64
RESP pelo referido sistema de MG com os 18 painéis colocados com um ângulo de
inclinação optimizado de 42º e azimute de 0º, sendo esta a inclinação ótima que permite
maximizar a produção eléctrica no local em estudo.
Fig. 5.9. Energia eléctrica fornecida à RESP pelo sistema fotovoltaico fixo
A estimativa da energia eléctrica fornecida à RESP é de 5049kWh/ano. Porém, o rácio de
potência aos terminais dos painéis fotovoltaicos vai decaindo ao longo do tempo. Em relação
aos painéis Mprime 225W, o fabricante garante uma queda no rácio de potência linear de
0,68% a partir do segundo ano. A Fig. 5.10 mostra a queda linear do rácio de potência aos
terminais do Painel Mprime 225W ao longo da sua vida útil.
Fig. 5.10. Queda do rácio de potência do painel fotovoltaico Mprime 225 W (Mprime, 2011)
Tendo em conta estes valores, o sistema fornece à rede eléctrica nos primeiros anos uma
potência de aproximadamente 5049 kWh/ano, decaindo para 4730 kWh/ano ao 10º ano e para
cerca de 4376 kWh/ano no 20º ano, como mostrado na Fig. 5.9.
0
100
200
300
400
500
600
kWh
Energia eléctrica fornecida à RESP pelo sistema FV fixo
1º ano 10º Ano 20º Ano
65
5.6.3 Avaliação económica
A Tabela 5.4 apresenta os valores considerados para o cálculo da facturação anual ao
longo da vida útil do projecto, assim como para o cálculo dos indicadores de avaliação
económica VAL, TIR e Payback.
Tabela 5.4. Valores considerados na análise económica do sistema FV fixo
Potência do Sistema 4,05 kWp
Investimento inicial 16.046,71 €
Energia máxima que pode ser vendida anualmente 8832 kWh/ano
Custo de manutenção 20 €/ano
Rácio do Painel FV decresce 0,68%/ano após o 2º ano
A energia eléctrica máxima que pode ser vendida ao comercializador de último recurso é
de 2,4 MWh/ano por cada kW instalado. Sendo assim, o valor máximo de energia que pode
ser fornecido à RESP por ano é de 8832 kWh, assumindo que a capacidade instalada é de 3,68
kW.
A potência do sistema dimensionado é superior à potência máxima que o sistema de MG
pode injectar na rede. Optou-se por sobredimensionar o sistema de MG com o intuito de
aumentar a produção de electricidade, garantindo que mesmo nos meses com menor
irradiação solar, a produção eléctrica está próxima dos 3,68 kW, aumentando a produtividade
do sistema e contribuindo para a sua rendibilidade. Se em dias com irradiação solar elevada a
potência à saída dos painéis for superior ao estabelecido por lei (3,68 kW), o inversor
encarrega-se de limitar a potência a injectar na rede garantindo que o valor máximo de 3,68
kW não é ultrapassado.
A Fig. 5.11 mostra a evolução do saldo acumulado ao longo dos 25 anos. É possível
verificar que o investimento é amortizado ao 10º ano.
66
Fig. 5.11. Evolução do saldo acumulado ao longo da vida útil do investimento (Caso A)
Encontra-se disponível para consulta no Anexo III a Tabela 1 com os valores da tarifa de
venda de energia, receita líquida anual, despesa de manutenção anual, cash-flow e saldo
acumulado do investimento ao longo dos 25 anos.
De forma a verificar a viabilidade do investimento foram determinados três indicadores
da viabilidade económica, o VAL, TIR e o Payback period. Para o cálculo do VAL foi
utilizada uma taxa de actualização de 6% como foi indicado na Tabela 5.2. O VAL do
investimento é positivo e igual a 723,19 €.
A TIR é de 6,64%, superior à taxa de actualização usada no cálculo do VAL (6%)
indicando que o projecto é economicamente viável.
Analisando a Fig. 5.11 e a Tabela 1 do Anexo III conclui-se que o investimento é
amortizado ao 10º ano. Este resultado é favorável ao investimento sendo que o investidor
recupera o capital investido em menos de metade da vida útil do projecto.
O saldo acumulado ao fim dos 25 anos é de 13.380,45 €, que corresponde a 71% do
investimento inicial.
5.6.4 Contribuição energética do sistema
No gráfico da Fig. 5.12 são apresentados os valores da energia consumida na habitação e
da energia obtida pelo sistema de MG e vendida à RESP ao longo do ano. A produção de
electricidade irá depender da irradiação solar incidente nos painéis e da quantidade de horas
de luz ao longo do ano.
-20.000
-15.000
-10.000
-5.000
0
5.000
10.000
15.000
0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25
Factu
ração
An
ual
(€)
Ano
Evolução do saldo acumulado ao logo da vida útil do Investimento
VAL = 723,19 €
TIR = 6,64%
Payback = 10,20 anos
67
Fig. 5.12. Energia consumida na habitação vs Energia gerada pelo sistema FV (Caso A)
Verifica-se que o sistema FV fixo com potência de 4,05 kWp fornece à RESP mais
energia que aquela que a habitação consome ao longo de todo o ano, excepto nos meses de
Janeiro, Fevereiro, Novembro e Dezembro. Nestes meses de Inverno o número de horas de sol
varia entre as 5-6 horas diárias, sendo o ângulo de elevação solar (ângulo zenital ou polar)
menor, traduzindo-se numa menor eficiência de conversão dos painéis fotovoltaicos. Em
oposição os meses de verão Junho, Julho e Agosto apresentam produções mais elevadas
devido ao maior número de horas de sol diárias 11-12 horas e ao ângulo de elevação solar ser
mais elevado aumentando a conversão fotoeléctrica nos painéis.
O somatório da energia entregue à RESP pelo sistema de MG ao longo de um ano é de
aproximadamente 5049 kWh. O consumo eléctrico anual da habitação é de 4905 kWh. Sendo
assim, o sistema de MG fornece à rede mais 144 kWh que aqueles que a instalação absorve da
rede eléctrica ao longo do ano.
5.6.5 Análise ambiental
No plano ambiental a análise é feita comparando a quantidade de CO2 produzido pelas
fontes do sistema eléctrico produtor da energia eléctrica consumida na habitação sem sistema
de MG e com sistema de MG. Assume-se que a produção CO2 pelo sistema de MG FV fixo é
nulo.
Convém referir que a produção de CO2 está intimamente relacionada com a fonte de
energia eléctrica consumida na habitação. Analisando o gráfico do mix das fontes de energia
eléctrica consumida na habitação representado nas facturas de electricidade, conclui-se que
0
100
200
300
400
500
600
kWh
Energia fornecida à RESP pelo sistema FV fixo (kWh)
Energia consumida na habitação (kWh)
68
existem diferenças significativas nas respectivas quotas das fontes ao longo do ano. As
centrais térmicas a carvão assumem quotas superiores nos meses de Inverno nomeadamente
Outubro, Novembro, Dezembro e Janeiro. A quota da eólica assume valores relativamente
constantes mas com maior destaque nos meses de Fevereiro Março Abril e Maio. A quota
referente ao nuclear assume valores entre os 3,5% e 5,5%.
Porém, as quotas referentes às fontes de energia eléctrica consumida na habitação
alteram-se de ano em ano, pois num determinado ano pode haver maior produção proveniente
da Hídrica devido à maior precipitação existente em anos anteriores ou pelo contrário a
produção desta pode diminuir devido à baixa reserva de água nos reservatórios. A produção
de electricidade recorrendo à Hídrica e Eólica não tem emissões de CO2. Desta forma, quotas
superiores de energia eléctrica provenientes destas fontes, levarão a emissões de CO2 mais
reduzidas. A Fig. 5.13 mostra a emissão de CO2, por mês, pelo sistema produtor constituído
pelas fontes enunciadas na Fig. 5.4, para gerar a energia consumida na habitação.
Fig. 5.13. Emissão de CO2 gerado pelo sistema eléctrico produtor com e sem sistema de MG (Caso A)
Os valores do gráfico da Fig. 5.13 foram retirados das facturas de electricidade referentes
ao ano de 2010. As barras a azul traduzem a produção de CO2 por parte do sistema eléctrico
produtor em 2010 para satisfazer o consumo da habitação em estudo. As barras a castanho
traduzem a produção de CO2 referentes ao sistema eléctrico produtor com o sistema de MG
em funcionamento. Parte-se do pressuposto que havendo produção de energia eléctrica pelo
sistema de MG, o sistema produtor não irá ter que gerar essa quantidade de energia,
traduzindo-se numa diminuição na produção de CO2 associada às fontes de energia
tradicionais que tem produção de GEE.
0
20
40
60
80
100
120
140
160
CO
2 (
kg)
Emissão mensal de CO2
69
A emissão de CO2 relativo a 2010 por parte do sistema produtor para alimentar a
habitação em análise foi de 1088,5 kg. Com a instalação do sistema de MG, a energia
produzida pelo sistema produtor nos meses onde o consumo eléctrico da habitação supera a
geração de electricidade por parte do sistema de MG (Janeiro, Fevereiro, Novembro e
Dezembro) é de 144 kWh correspondendo a uma produção anual de CO2 de 85,59 kg.
Pode-se concluir que com a instalação do sistema de MG FV fixo haverá uma redução na
produção de CO2 de aproximadamente 1002,91 kg.
5.7 Sistema fotovoltaico com seguidor solar de 1 eixo
O seguidor de 1 eixo mais usual na actualidade é o azimutal que segue o movimento do
Sol ao longo do dia. Pode produzir 25% a 28% mais energia que um sistema fixo tradicional
(MecaSolar, 2011).
Fig. 5.14. Produção de sistemas fotovoltaicos fixo, 1 eixo e 2 eixos (Solar, 2011)
A Fig. 5.14 mostra que o sistema com seguidor solar de 1 eixo Azimutal permite
aumentar a produção de electricidade a todas as horas do dia com luz solar em relação ao
sistema fixo, excepto nas horas em que o Sol se encontra na posição mais elevada do dia.
Nesta fase, a produção do sistema com seguidor solar de 1 eixo e 2 eixos, equivale o sistema
fixo.
5.7.1 Investimento inicial
Foram estabelecidos contactos com varias empresas instaladoras de sistemas de MG FV,
com o intuito de obter o custo de instalação de um sistema FV com seguidor solar de 1 eixo.
Porém, estas não apresentam nenhum kit de venda standard deste tipo de sistemas, pois de
acordo com as suas explicações, estes preferem vender sistemas ligeiramente mais caros
70
incorporando sistemas de MG FV com seguido solar de 2 eixos e ter a garantia de ter um
aumento significativo da produção eléctrica face ao sistema fixo.
De acordo com informação disponibilizada por empresas instaladoras e
comercializadores de equipamentos eléctricos estimou-se o custo de um sistema de MG FV
com seguidor solar de 1 eixo azimutal, que se encontra representado na Tabela 5.5. O sistema
é constituído por 18 módulos FV Mprime 225 W, perfazendo um total de 4,05 kWp de
potência instalada.
Tabela 5.5. Orçamento para um sistema FV com seguidor solar de 1 eixo
Componente Preço Unitário Quantidade Preço Total
Painel FV 700 € 18 unid. 12.600 €
Seguidor Solar 1 eixo (Azimutal) 2.334,90 € 1 unid. 2.334,90 €
SMA Sunny Boy 3800 1.906.50 € 1 unid. 1.906,50 €
Contador de Energia Eléctrica 750 € 1 unid. 750 €
Caixa para Contador 45 € 1 unid. 45 €
Portinhola 115 € 1 unid. 115 €
Cabo: FVV 4G6mm2 96,42 € 100m 96,42 €
Outros componentes 100 € - 100 €
Transporte e Montagem 1.500 € 1 unid. 1.500 €
Total 19.447,82 €
*Os preços da Tabela 5.5 já incluem IVA de 13%.
O investimento inicial obtido é de 19.447,82 €. A este valor acresce o custo de registo
como microprodutor 565 € e são subtraídos 803 € de benefícios fiscais, perfazendo um total
de 19.209,82 €.
O sistema de orientação solar sazonal de 1 eixo azimutal escolhido para implementar no
sistema, possui uma variação do ângulo azimutal de -120º a +120º que é realizado
automaticamente por um motor-redutor comandado por um autómato que determina a posição
do sol ao longo do dia. Outra particularidade é a possibilidade de ajuste do ângulo zenital
manualmente. Esta alteração do grau de inclinação pode variar desde os 35º adequados à
época de Inverno até aos 20º para o Verão. O grau de inclinação pode ser alterado pelo
próprio microprodutor em qualquer altura do ano em função da estação do ano e da latitude
do local de exploração (MecaSolar, 2011).
71
Fig. 5.15. Alteração do ângulo zenital do seguidor solar de 1 eixo azimutal (MecaSolar, 2011)
O consumo do motor-redutor do seguidor é de 40 kWh/ano, sendo este alimentado pela
rede eléctrica (MecaSolar, 2011).
5.7.2 Energia eléctrica fornecida à RESP
A Fig. 5.16. mostra a energia eléctrica fornecida à RESP por mês, gerada pelo sistema
FV com seguidor solar de 1 eixo ao longo de um ano.
Fig. 5.16. Energia eléctrica fornecida à RESP pelo sistema FV com seguidor solar de 1 eixo
A produção energética anual esperada pelo sistema FV com seguidor solar de 1 eixo é de
6311 kWh, sendo este valor inferior à energia máxima anual que pode ver vendida à rede que
é de 8832 kWh/ano, assumindo 3,68 kW como a potência instalada.
0
100
200
300
400
500
600
700
800
kWh
Energia eléctrica fornecida à RESP pelo sistema FV com seguidor solar de 1 eixo
72
5.7.3 Avaliação económica
A Tabela 5.6 apresenta os valores considerados para o cálculo da facturação anual ao
longo da vida útil do projecto, assim como para o cálculo dos indicadores de avaliação
económica do investimento VAL, TIR e Payback.
Tabela 5.6. Valores considerados na análise do sistema FV com seguidor solar de 1 eixo
Potência do Sistema 4,05 kWp
Investimento inicial 19.209,82 €
Energia máxima que pode ser vendida anualmente 8832 kWh/ano
Custo de manutenção 100 €/ano
Rácio do Painel FV decresce 0,68%/ano após o 2º ano
Foi elaborada uma tabela com a evolução da tarifa de venda da energia eléctrica gerada
pela unidade de MG, resultado líquido anual, cash-flow e saldo acumulado anual do
investimento ao longo dos 25 anos, para se poder determinar a viabilidade do projecto. Esta
encontra-se disponível para consulta no Anexo IV (Tabela 2). A Fig. 5.17 mostra a evolução
do saldo acumulado ao longo dos 25 anos para o sistema em análise.
Fig. 5.17. Evolução do saldo acumulado ao longo da vida útil do investimento (Caso B)
Analisando os primeiros 8 anos verifica-se que o saldo acumulado evolui
consideravelmente de uma forma aproximadamente constante, pois nesta fase a tarifa de
venda é a mais elevada 0,38 €/kWh e o sistema ainda apresenta um rendimento elevado
-25000
-20000
-15000
-10000
-5000
0
5000
10000
15000
0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25
Fact
ura
ção
An
ual
(€
)
Evolução do saldo acumulado ao longo da vida útil do Investimento
VAL = 793,80 €
TIR = 6,60%
Payback = 10,16 anos
73
gerando mais energia. Nesta fase o sistema gera resultados líquidos anuais na ordem dos
2.398 € (consultar Tabela 2 em Anexo IV). Após o 8º ano o resultado liquido anual diminui
devido à redução da tarifa de venda para os 0,22 €/kWh resultando em valores anuais de
aproximadamente 1.311 €. A partir do 15º ano o microprodutor deixa obrigatoriamente o
regime bonificado e ingressa no regime geral, sendo a energia vendida taxada ao mesmo
preço que a energia comprada ao comercializador de electricidade - 0,1326 €/kWh. Observa-
se uma nítida diminuição na evolução do saldo acumulado a partir do 15º ano, havendo uma
progressão mais lenta de ano para ano com resultados líquidos anuais de aproximadamente
749 €.
Analisando os parâmetros de avaliação económica conclui-se que o sistema de MG é
viável. O VAL é positivo tomando o valor de 793,80 € e a TIR é de 6,60% que é superior à
taxa de actualização usada no cálculo do VAL (6%). O período de retorno do investimento é
de 10 anos, sendo este valor aceitável face aos 25 anos de vida útil do sistema.
O saldo acumulado ao fim dos 25 anos é de 13.199,13 €, que corresponde a 69% do
investimento inicial.
5.7.4 Contribuição energética do sistema
A Fig. 5.18 mostra os valores da energia consumida pela habitação ao longo de um ano e
a energia gerada pelo sistema de MG FV com seguidor solar de 1 eixo.
Fig. 5.18. Energia consumida na habitação vs Energia gerada pelo sistema FV (Caso B)
0
100
200
300
400
500
600
700
800
kWh
Energia fornecida à RESP pelo sistema FV com seguidor solar de 1 eixo
Energia consumida na habitação
74
O sistema FV com seguidor solar de 1 eixo com potência de 4,05 kWp fornece-se à
RESP mais energia do que aquela que a habitação consome praticamente ao longo de todo o
ano com excepção dos meses de Janeiro e Dezembro.
O somatório da energia entregue à RESP pelo sistema de MG ao longo de um ano é de
6311 kWh. O consumo eléctrico anual da habitação ronda os 4905 kWh. Sendo assim, o
sistema de MG fornece à rede mais 1,406 MWh do que aqueles que a instalação absorve da
rede eléctrica ao longo do ano.
Convêm referir que os painéis fotovoltaicos perdem eficiência ao longo dos anos.
Analisando a produção do sistema no ano 20, disponível na Tabela 2 no Anexo IV, verifica-se
que o rácio da potência de saída dos painéis fotovoltaicos desceu para os 84,08%, originado
uma produção anual de 5470 kWh. Comparando a energia anual gerada pelo sistema no 1º
ano e 20º ano, verifica-se uma quebra de 841 kWh/ano.
5.7.5 Análise ambiental
A Fig. 5.19 mostra a geração de CO2 pelo sistema produtor sem o sistema de MG FV
com seguidor solar de 1 eixo, representado nas barras a azul e com o referido sistema
representado pelas barras a castanho.
Apenas nos meses de Janeiro e Dezembro a produção eléctrica do sistema de MG não
supera o consumo da habitação sendo necessário que o sistema eléctrico produtor tenha que
gerar energia para suprir o défice de energia eléctrica a ser consumida na habitação. Parte
dessa energia será gerada por fontes que produzem CO2.
A energia gerada pelo sistema de MG que é injectada na rede eléctrica provavelmente
não vai ser consumida pela instalação eléctrica associada ao sistema de MG. Essa energia flui
pela rede e será absorvida onde for necessária. Porém, se o sistema de MG injectar energia
eléctrica na rede o sistema eléctrico produtor não terá que gerar o equivalente à potência
injectada pelo sistema de MG não havendo emissão de CO2 pelas centrais produtoras.
75
Fig. 5.19. Emissão de CO2 gerado pelo sistema eléctrico produtor com e sem sistema de MG (Caso B)
Assumindo o mix por fonte apresentado na Fig. 5.4, obtido a partir das facturas referentes
ao ano de 2010, constatou-se que a produção de CO2 em 2010 foi de 1088,5 kg. Com a
implementação do sistema de MG em análise na presente secção, a emissão de CO2 decresce
para os 37,25 kg.
5.8 Sistema fotovoltaico com seguidor solar de 2 eixos
A instalação de sistemas FV com seguidor solar de 2 eixos permite aumentar a
produtividade dos módulos FV, visto que estes seguem a posição do sol ao longo do dia,
ajustando o ângulo azimutal, e ao logo do ano, ajustando a inclinação dos painéis variando o
ângulo zenital, com o intuito de maximizar a todo o instante a conversão fotoeléctrica. A Fig.
5.20 mostra o aspecto de um seguidor solar de 2 eixos.
Fig. 5.20. Seguidor solar de 2 eixos (Solar, 2011)
Estudos realizados indicam que o seguidor solar de 2 eixos permite aumentar em 35% -
40% a produção de energia solar fotovoltaica relativamente a um sistema fixo (Solar, 2011).
0
20
40
60
80
100
120
140
160
CO
2 (
kg)
Emissão mensal de CO2
76
O objectivo da aplicação deste sistema é aumentar a produção de energia eléctrica, tornando o
investimento mais rentável.
5.8.1 Investimento inicial
Na Tabela 5.7 encontram-se várias empresas e respectivos orçamentos para a instalação
de um sistema FV com seguidor solar de 2 eixos. Foram seleccionadas empresas que
apresentam kits standard do tipo chave-na-mão, que se responsabilizam por todo o processo
de transporte, instalação e colocação em funcionamento do sistema de MG.
Tabela 5.7. Orçamento para sistemas de MG FV com seguidor solar de 2 eixos
Empresa Preço (€) Potência (kW)
Home Energy 20.227 € 4,05 kW
Sinersol 24.860 € 3,45 kW
Brigansol 22.765,3 € 3,68 kW
Efacec 21.853,31 € 4,14 kW
*Os preços da Tabela 5.7 já incluem IVA de 13%.
Tendo em conta a qualidade dos módulos e do seguidor solar, optou-se pela empresa
Home Energy, que instala um sistema FV com seguidor solar de 2 eixos com uma potência de
4,05 kWp por um valor de 20.227 €. A este montante é adicionado o custo de registo como
microprodutor 565 € e subtraído o valor de 803 € de benefícios fiscais. Sendo assim, o
investimento inicial será de 19.989 €.
Os módulos que constituem o kit seleccionado (painéis FV, Inversor, contador trifásico,
Portinhola), são os mesmo que os enunciados na secção 5.6.1 para o sistema FV fixo. A
diferença reside no sistema de suporte que no presente caso é constituído pelo seguidor solar
de 2 eixos e a respectiva unidade de comando.
5.8.2 Energia eléctrica fornecida à RESP
Recorrendo ao SolTerm foi estimada a energia eléctrica produzida pelo sistema FV
seleccionado. A Fig. 5.21 representa os valores de energia mensais entregues à RESP pelo
sistema de MG com seguidor solar de 2 eixos.
77
Fig. 5.21. Produção esperada pelo sistema FV fixo vs seguidor solar 2 eixos
A estimativa da energia eléctrica anual fornecida à RESP pelo sistema de MG com
seguidor solar de 2 eixos é de 6816 kWh/ano, aproximadamente 35% superior face à
produção de um sistema FV fixo.
5.8.3 Análise económica
A Tabela 5.8 apresenta os valores considerados para o cálculo da facturação anual ao
longo da vida útil do projecto, assim como para o cálculo dos indicadores de avaliação
económica VAL, TIR e Payback period que permitem aferir a viabilidade económica do
projecto.
Tabela 5.8. Valores considerados na análise do sistema FV com seguidor solar de 2 eixos
Potência do Sistema 4,05 kWp
Investimento inicial 19.989 €
Energia máxima que pode ser vendida anualmente 8832 kWh/ano
Custo de manutenção 150 €/ano
Rácio do Painel FV decresce 0,68%/ano após o 2º ano
A potência do sistema de MG é de 4,05 kWp estando contudo a potência a injectar na
rede limitada nos 3,68 kW. A energia eléctrica anual máxima que pode ser vendida ao
comercializador é de 8832 kWh, assumindo que a capacidade instalada é de 3,68 kW.
0
100
200
300
400
500
600
700
800
kWh
Energia eléctrica fornecida à RESP pelo sistema FV com seguidor solar de 2 eixos
78
A nível de manutenção o sistema com seguidor solar carece de custos mais elevados em
comparação com o sistema fixo, devido à existência de motores que permitem realizar a
movimentação do suporte nos 2 eixos de acção, ajustando os ângulos zenital e azimutal. A
existência de peças móveis na estrutura acarreta maior desgaste necessitando de manutenção
periódica de forma a garantir a plenitude do funcionamento de todo o sistema. Foi estipulado
um custo médio de 150 € anuais para o custo de manutenção.
Encontra-se disponível para consulta no Anexo V a Tabela 3 com os valores da evolução
da tarifa de venda de energia eléctrica produzida, o decréscimo do rácio de potência dos
painéis, receita líquida anual, despesa de manutenção anual, cash-flow e saldo acumulado do
investimento ao longo dos 25 anos.
A Fig. 5.22 mostra a evolução do saldo acumulado do sistema de MG FV com seguidor
solar de 2 eixos.
Fig. 5.22. Evolução do saldo acumulado ao longo da vida útil do investimento (Caso C)
Os indicadores de avaliação económica demonstram que o sistema é viável apresentando
um VAL de 1.078,01 €, uma TIR de 6,79%, superior à taxa de actualização usada no cálculo
do VAL (6%). O tempo de amortização do investimento é de 9 anos, sendo este valor
aceitável, considerando que o tempo de vida útil do investimento é de 25 anos. O saldo
acumulado ao fim de 25 anos é de 13.962,66 €, cerca de 70% do valor inicialmente investido.
-25.000
-20.000
-15.000
-10.000
-5.000
0
5.000
10.000
15.000
20.000
0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25
Factu
ração
An
ual
(€)
Ano
Evolução do saldo acumulado ao logo da vida útil do Investimento
VAL = 1.078,01 €
TIR = 6,79%
Payback = 9,28 anos
79
5.8.4 Contribuição energética do sistema
A Fig. 5.23 mostra a energia consumida pela habitação ao longo do ano e a energia
gerada pelo sistema de MG FV com seguidor solar de 2 eixos.
Fig. 5.23. Energia consumida na habitação vs Energia gerada pelo sistema FV (Caso C)
A energia mensal fornecida à RESP é superior à energia consumida pela habitação em
todos os meses do ano excepto em Janeiro e Dezembro, coincidindo com os meses de menor
irradiação solar média e de menor número de horas diárias de sol.
A energia anual entregue à RESP pelo sistema de MG é de 6816 kWh, aproximadamente
1911 kWh superior ao consumo anual da habitação, que é de 4905 kWh.
5.8.5 Análise ambiental
A Fig. 5.24 mostra a geração de CO2 pelo sistema produtor sem o sistema de MG FV
com seguidor solar de 2 eixo, representado pelas barras a azul e com o referido sistema
representado pelas barras a castanho.
Apenas nos meses de Janeiro e Dezembro a produção eléctrica do sistema de MG não
supera o consumo da habitação sendo necessário que o sistema eléctrico produtor tenha que
gerar energia para suprir o défice de energia eléctrica a ser consumida na habitação.
0
100
200
300
400
500
600
700
800kW
h
Energia fornecida à RESP pelo sistema FV com seguidor solar de 2 eixos
Energia consumida na habitação
80
Fig. 5.24. Emissão de CO2 gerado pelo sistema eléctrico produtor com e sem sistema de MG (Caso C)
Assumindo o mix por fonte mostrado na Fig. 5.4, obtido a partir das facturas referentes
ao ano de 2010, constatou-se que a produção de CO2 em 2010 foi de 1088,5 kg. Com a
implementação do sistema de MG FV com seguidor solar de 2 eixos, perspectiva-se uma
emissão de CO2 de 23,15 kg, proporcionando uma redução de 1065,35 kg.
5.9 Sistema micro-eólico
O sistema de MG eólico a analisar na presente secção é constituído por uma MTE
interligada com a RESP e corresponde ao caso de estudo D da Tabela 5.1. Toda a energia
eléctrica gerada pelo aerogerador será vendida ao comercializador de electricidade e injectada
na RESP sobe o regime bonificado.
5.9.1 Escolha da micro turbina eólica
A escolha da MTE a instalar depende do perfil de vento existente no local de exploração,
sendo este descrito na secção 5.3.2. Tendo em conta as velocidades mínima, máxima e média
do vento no local de exploração, deve ser escolhido um aerogerador que possua características
que se adeqúem ao vento existente no local a instalar. Na escolha do aerogerador deve-se
analisar a curva de potência e dedicar especial atenção ao Cut-in Wind speed, Rated wind
speed e Cut-out wind speed. A Tabela 5.9 mostra o preço de alguns modelos de MTE de eixo
horizontal.
0
20
40
60
80
100
120
140
160
CO
2 (
kg)
Emissão mensal de CO2
81
Tabela 5.9. Preços de micro turbinas eólicas aplicáveis à MG
Fabricante Modelo Potência
(kW)
Cut-in wind
speed (m/s)
Rated wind
speed (m/s) Preço (€)
Ampair Ampair 6000 6 kW 3 11 15.686,33 €
Southwest
Windpower Wisper 500 3 kW 3,4 10,5 6.163,28 €
Southwest
Windpower Skystream 1.8 1,8 kW 3,5 10 -
Southwest
Windpower Skystream 3.7 2,4 kW 3,5 13 -
Braun
Windturbinen Antaris 3,5kW 3,7 kW 3 12 6.290 €
Braun
Windturbinen Antaris 2,5kW 2,5 kW 3 12 5.100 €
Ficou definido na secção 5.3.2 que a altura da torre a colocar para suster o aerogerador
seria de 15 m. Sendo assim, o aerogerador fica sujeito a uma velocidade máxima de 7,85 m/s
registada no mês de Abril, velocidade mínima de 5,75 m/s registada em Maio e velocidade
média anual de 6,56 m/s. Estes valores podem ser consultados na Tabela 5.10.
Definida a altura a que se irá implementar o aerogerador e sabendo a velocidade média
do vento no local de instalação, é necessário escolher a turbina que reúne as características
que melhor se adequam ao vento existente no local em estudo.
Tendo em conta as especificidades enunciadas nas folhas de características das turbinas
eólicas indicadas na Tabela 5.9, conclui-se que a Turbina Antaris 3,5 kW é aquela que tem um
funcionamento nominal para uma velocidade média do vento próxima do existente no local de
instalação, em comparação com as restantes. Esta apresenta a vantagem de ser produzida por
uma empresa Alemã, facilitando e reduzindo o preço de transporte e até mesmo a reparação
de possíveis anomalias ao longo da vida útil da turbina eólica.
A Fig. 5.25 mostra a curva de potência da turbina Antaris 3,5 kW.
82
Fig. 5.25. Curva de Potencia da turbina Antaris 3,5 kW (GmbH, 2011)
5.9.2 Energia eléctrica fornecida à RESP
Para calcular a energia produzida pela Antaris 3,5 kW é necessário determinar a
expressão matemática que permite relacionar a velocidade do vento com a potência à saída da
turbina. Um dos métodos possíveis é a realização de uma aproximação da curva de potência
através de um polinómio de ajuste. Para determinar a equação deste polinómio retiram-se as
coordenadas de vários pontos da curva de potência fornecida pelo fabricante e procede-se a
um ajuste polinomial. Para o efeito, recorreu-se a uma folha de cálculo com o intuito de
determinar o grau do polinómio que permite o menor Erro Quadrático Médio (EQM). A Fig.
5.26, mostra a curva de potência aproximada e a respectiva curva do polinómio aproximado
com um EQM de 0,9996. O valor do EQM é aceitável validando a expressão (5.4), que
permite obter a potência eléctrica instantânea gerada pela turbina em função da velocidade do
vento.
Fig. 5.26. Curva de potência aproximada da turbina Antaris 3,5 kW
y = -0,0529x5 + 1,5458x4 - 13,77x3 + 68,371x2 - 107,96x + 49,5 R² = 0,9996
0
500
1000
1500
2000
2500
3000
3500
4000
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14
Po
tên
cia
à Sa
ída
da
Turb
ina
(W)
Velocidade do Vento (m/s)
Curva de Potência da Turbina Antaris 3.4kW
Curva de Potência Polinomial (Curva de Potência)
83
( ) (5.4)
Uma vez determinada a função da curva de potência, será estimada a potência média
mensal gerada pela turbina ao longo de um ano.
Tabela 5.10. Potência gerada pela turbina Antaris 3,5 kW a 15 m de altura
Mês
h=10 m
(m/s)
h=15 m
(m/s)
h=20 m
(m/s)
Fluxo de
Potência
h=20 m
(W/m2)
P (W)
h= 15 m
nº de
horas por
mês
(h)
( ) h=15 m
(kWh)
Janeiro 6 6,35 6,7 310 562,22 744 418,3
Fevereiro 5,8 5,9 6 236 459,37 672 308,7
Março 5,5 5,75 6 207 428,70 744 319,0
Abril 7,5 7,85 8,2 470 1 047,17 720 754,0
Maio 5,5 5,75 6 209 428,70 744 319,0
Junho 5,8 5,95 6,1 206 469,98 720 338,4
Julho 6,4 6,65 6,9 293 640,68 744 476,7
Agosto 7,1 7,25 7,4 337 824,25 744 613,2
Setembro 6,2 6,4 6,6 297 574,72 720 413,8
Outubro 6,1 6,4 6,7 315 574,72 744 427,6
Novembro 7,2 7,45 7,7 439 893,98 720 643,7
Dezembro 6,7 7 7,3 408 743,22 744 553,0
Média 6,32 6,56 6,80 310,58 637,31
Soma 8 760 5 585
A coluna sombreada da Tabela 5.10 mostra a estimativa da potência instantânea gerada
pela turbina Antaris 3,5 kW para a velocidade média do vento a 15 m de altura, para os vários
meses do ano. A coluna 8 mostra a energia mensal gerada pela turbina ( ) , que é
obtida aplicando a expressão (5.5).
( ) ( ) ( ) (5.5)
A Fig. 5.27 mostra a representação gráfica da produção mensal da Antaris 3,5 kW
colocada a uma altura de 15 m com o regime de vento especificado na secção 5.3.2.
84
Fig. 5.27. Potência mensal gerada pela turbina Antaris 3,5 kW a 15 m de altura
A produção eólica varia consideravelmente ao longo do ano. Analisando a produção no
mês de Março, Abril e Maio, verifica-se que em Março a produção mensal é de 319 kWh,
subindo para 754 kWh em Abril e voltando a descer em Maio para 319 kWh. É interessante
comparar a velocidade do vento média em cada mês (ver Fig. 5.8), com a respectiva produção
eléctrica da Antaris 3,5 kW, representada na Fig. 5.27.
Analisando os dados do mês de Abril na Tabela 5.10, verifica-se que para uma
velocidade média de 7,85 m/s (15 m de altura), a potência instantânea ( ) é de 1047,17
kW. Este valor corresponde a 29,9% da capacidade nominal de geração da turbina. Com estes
valores conclui-se que mesmo no mês com velocidade média do vento mais elevada, o
aerogerador irá produzir no máximo 29,9% da potência nominal.
Mesmo optando por uma turbina com potência nominal mais baixa 2 kW ou 2,5 kW, as
velocidades de vento para obter a respectiva potência nominal são de 9-12 m/s. O local de
exploração em análise no presente projecto não tem ventos com estas velocidades médias.
Pode optar-se por turbinas mais pequenas com potências nominais mais baixas que são
atingidas a ventos de 6-8 m/s, contudo isso implica aumentar o número de aerogeradores para
obter um somatório de potência próximo dos 3,68 kW de forma a rentabilizar o investimento.
Aumentar o número de aerogeradores implica aumentar o investimento inicial devido aos
próprios aerogeradores, torres, unidades de controlo e consequente custo de manutenção. A
nível paisagístico ter vários aerogeradores (2-3) ao lado de uma habitação não é harmonioso
ficando desenquadrado da paisagem do local.
0
100
200
300
400
500
600
700
800
kWh
Energia eléctrica gerada pela Turbina Antaris 3,5 kW
Energia média anual gerada pela Turbina Antaris 3.5kW = 5585kWh
85
5.9.3 Investimento inicial
De seguida é estimado o valor do investimento inicial para a instalação da Antaris 3,5
kW.
Tabela 5.11. Orçamento para a instalação de um sistema de MG micro-eólico
Componente Preço Unitário Quantidade Preço Total
Turbina Antaris 3,5 kW 6.290 € 1 unid. 6.290 €
Inversor Windy Boy 3300 1.666,43 € 1 unid. 1.666,43 €
WBP-Box 500 1.447,26 € 1 unid. 1.447,26 €
Torre de 15 m 2.100 € 1 unid. 2.100 €
Contador de Energia Eléctrica 750 € 1 unid. 750 €
Caixa para Contador 45 € 1 unid. 45 €
Portinhola 115 € 1 unid. 115 €
Cabo: FVV 4G6 mm2 96,42 € 100 m 96,42 €
Outros componentes 200 € - 200 €
Transporte e Montagem 2.000 € 1 unid. 2.000 €
Total 14.710,11 €
O custo total obtido para a instalação da unidade de MG eólico é de 14.710,11 €. A este
valor acresce o custo de registo como microprodutor 565 € e são subtraídos 803 € devido aos
benefícios fiscais. Sendo assim, o investimento será de 14.472,11 €.
5.9.4 Análise económica
A presente secção pretende determinar a facturação anual do investimento ao longo dos
25 anos de vida útil e irão ser determinados os indicadores de viabilidade económica VAL,
TIR e Payback, para averiguar a viabilidade da unidade de MG.
Tabela 5.12. Valores considerados na análise económica do sistema micro-eólico
Potência do Sistema 3,5 kW
Investimento inicial 14.472,11 €
Energia máxima que pode ser vendida anualmente 8400 kWh/ano
Custo de manutenção 120 €/ano
86
Perda de η da Turbina decresce 1% a cada 3 anos
A energia máxima anual que poder ser vendida ao comercializador é de 8400 kWh.
Encontra-se no Anexo VI a Tabela 4 que apresenta o cenário de facturação ao longo da vida
útil do sistema de MG sob o regime bonificado. A Fig. 5.28, mostra a evolução do saldo
acumulado ao longo dos 25 anos.
Fig. 5.28. Evolução do saldo acumulado ao longo da vida útil do investimento (Caso D)
A evolução do saldo acumulado indica que o investimento é amortizado no 11º ano. Este
valor seria aceitável se este tivesse uma taxa de rendibilidade elevada. Porém, a TIR é de
5,93% não sendo suficientemente atractiva para investir nesta unidade de MG. Apesar do
sistema micro-eólico não implicar um risco elevado, pois este irá produzir no mínimo para
amortizar o investimento, existem outras soluções que se adequam mais às FER existentes no
local de exploração. O baixo saldo acumulado de 9.593,7 € em 25 anos, mostra a baixa
rendibilidade económica do sistema em comparação com os sistemas já analisados, cerca de
66% do investimento inicial.
5.10 Conclusões da análise técnico-económica
O investimento em sistemas de MG, ao abrigo do regime bonificado previsto na atual
legislação, tem à partida garantia de rentabilidade, uma vez que o preço de venda da
electricidade produzida à rede é mais elevado do que o preço de compra. Além disso, o
-20.000
-15.000
-10.000
-5.000
0
5.000
10.000
15.000
0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25
Factu
ração
An
ual
(€)
Ano
Evolução do saldo acumulado ao logo da vida útil do Investimento
VAL = -75,28 €
TIR = 5,93 %
Payback = 11,28 anos
87
rendimento está isento de tributação de IRS até receitas anuais de 5.000 € e os equipamentos
estão sujeitos a uma taxa intermédia de IVA de 13%, sendo todos estes factores um incentivo
ao investimento neste tipo de projectos.
Porém, a escolha do sistema de MG a instalar deve ser a mais acertada e está fortemente
dependente da qualidade e quantidade da FER disponível no local de instalação.
A Tabela 5.13 resume os principais factores de decisão a considerar no processo de
selecção do sistema de MG a instalar na habitação, de entre os vários sistemas analisados.
Tabela 5.13. Factores de decisão na escolha do sistema de MG a instalar
Caso A B C D
Consumo anula da habitação (kWh) 4905 4905 4905 4905
Factura anual de Energia (€) 838,19 838,19 838,19 838,19
Investimento inicial (€) 16.046,71 19.209,82 19.989 14.472,11
Potência instalada (kW) 4,05 4,05 4,05 3,5
Produção Anual (kWh) 5049 6311 6816 5585
Custo de Manutenção (€/ano) 20 100 150 120
Custo unitário médio anual (€/kWh) 0,004 0,016 0,022 0,021
Utilização anual da (h) 1246,66 1558,27 1682,96 1595,71
Factor de utilização (%) 14,23 17,79 19,21 18,22
Saldo acumulado – 15 anos (€) 5.800,86 6.974,64 7.660,21 3.847
Saldo acumulado – 25 anos (€) 11.380, 45 13.199,13 13.962,66 9.593,7
VAL com (€) 723,19 793,8 1.078,01 -75,28
TIR (%) 6,64 6,6 6,79 5,93
Payback (ano) 10 10 9 11
Analisando a Tabela 5.13, conclui-se de imediato que o sistema micro-eólico não é
viável economicamente, uma vez que apresenta um VAL negativo e baixa taxa de
rentabilidade. O período de amortização do capital investido é de 11 anos, o mais elevado de
todos os sistemas analisados.
A produção de energia eléctrica com base num sistema micro-eólico no local geográfico
analisado, mostra-se pouco rentável, consequência da reduzida velocidade média do vento
registada no local de exploração. De referir que a produção de energia anual do sistema
88
micro-eólico é superior à produção anual do sistema FV fixo, como se pode constatar pela
Tabela 5.13, porém o elevado custo de manutenção faz descer o resultado liquido anual do
investimento.
Pelo contrário, os sistemas de MG FV possuem parâmetros de avaliação económica que
indicam que são viáveis, apresentando períodos de amortização do investimento inicial de 10
anos para o sistema FV fixo e com seguidor solar de 1 eixo, e de 9 anos para o sistema FV
com seguidor solar de 2 eixos.
Relativamente ao custo unitário médio anual verifica-se que o sistema que gera a energia
mais barata é o sistema FV fixo com um valor de 0,004 €/kWh, devido ao reduzido custo de
manutenção. O sistema FV com seguidor solar de 1 eixo apresenta um custo unitário médio
anual ligeiramente superior ao fixo, com um valor de 0,016 €/kWh. Os restantes sistemas têm
custos de produção mais elevados, devido ao custo de manutenção mais elevado, na ordem
dos 0,021 €/kWh. O custo unitário médio varia de ano para ano, pois depende da produção
energética anual , e esta varia de acordo com a disponibilidade da fonte de energia.
Todavia, é orientador da economia da produção num determinado ano.
O factor de utilização da unidade de MG é mais elevado no sistema FV com seguidor
solar de 2 eixos com 19,21%, seguindo-se o sistema micro-eólico com 18,22%. Este facto era
esperado, visto que a movimentação do sistema de orientação do sistema FV com seguidor
solar de 2 eixos, permite maximizar a geração de energia a todo o instante, contribuindo para
o aumento do factor de utilização. Em relação à MTE, esta gira em torno do seu eixo
alinhando-se com o escoamento do vento tirando máximo partido da potência incidente do
vento na área de varrimento das pás do rotor, contribuindo para o aumento do factor de
utilização.
Um dos critérios a considerar na escolha do sistema a instalar é a taxa de rentabilidade. A
Fig. 5.29, mostra a curva de evolução do saldo acumulado dos quatro sistemas de MG
analisados.
89
Fig. 5.29. Evolução do saldo acumulado dos quatros sistemas de MG analisados
Observando as curvas do saldo acumulado dos sistemas de MG, conclui-se que o sistema
mais atractivo é o FV com seguidor solar de 2 eixos. O investimento inicial é o mais elevado
(19.989 €). Contudo, a desvantagem do elevado investimento inicial é ultrapassada pelo
Payback mais curto de todos os sistemas analisados, 9 anos. No final dos 25 anos o sistema
FV com seguidor solar de 2 eixos apresenta o saldo acumulado mais elevado com um valor de
13.962,66 €.
Observando a curva do sistema FV com seguidor solar de 1 eixo, conclui-se que este
sistema também é bastante atractivo. Tem um investimento inicial menor comparativamente
com o de 2 eixos (19.209,82 €), o Payback é de 10 anos, e apresenta um saldo acumulado de
13.199,13 €, apenas 763,54 € menor que o saldo acumulado obtido pelo sistema FV com
seguidor solar de 2 eixos.
O sistema micro-eólico é o que apresenta o investimento inicial mais baixo, porém a
curva do saldo acumulado é a menos atractiva. Possui o Payback mais elevado, com 11 anos,
tendo no final dos 25 anos o saldo acumulado mais baixo com um valor de 8.471,34 €, que
corresponde a 66,3% do valor inicialmente investido.
Outro factor a ter em conta na escolha do sistema de MG a instalar, é a perda de
eficiência da tecnologia de conversão da FER em electricidade. Foi definido ao longo da
análise económica que o painel Mprime 225 W usado nos sistemas FV tem uma queda linear
no rácio de potencia de 0,68%. A turbina Antaris 3,5 kW usada no sistema micro-eólico,
possui uma perda de eficiência de 1% a cada 3 anos. Com estes valores é possível determinar
-25.000
-20.000
-15.000
-10.000
-5.000
0
5.000
10.000
15.000
20.000
0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25
Sal
do
acu
mu
lad
o (€
)
Evolução do Saldo Acumulado
Sist. FV Fixo Sist. FV 1 Eixo Sist. FV 2 Eixos Sist. Eólico
90
a queda na produção de energia eléctrica ao longo dos 25 anos. A Fig. 5.30 mostra a perda de
produção de energia eléctrica dos sistemas analisados ao longo dos 25 anos.
Fig. 5.30. Evolução da produção de energia eléctrica dos quatro sistemas de MG analisados
Analisando a curva do sistema FV com seguidor solar de 2 eixos, verifica-se que este
possui a produção mais elevada de todos os sistemas analisados, mantendo a liderança no
valor da ao longo dos 25 anos de vida útil. A evolução da gerada pelo sistema FV com
seguidor solar de 1 eixo é semelhante ao do sistema FV com seguidor solar de 2 eixos, mas
com menor produção anual. O sistema micro-eólico apresenta uma quebra na menos
acentuada em comparação com os sistemas FV devido à queda de eficiência da turbina eólica
ser menor. Analisando a do sistema micro-eólico no 1º ano e no 25º ano, verifica-se uma
queda na energia anual gerada de apenas 447 kWh, que corresponde a uma quebra de apenas
8% face à produção obtida no 1º ano. O sistema FV com seguidor solar de 2 eixos apresenta
uma quebra da produção anual do 1º ano para o 25º ano de 1147 kWh, que corresponde a uma
queda de 16,82% face à produção anual obtida no 1º ano. Conclui-se que o sistema micro-
eólico tem uma queda na produção energética anual bastante inferior face aos sistemas FV ao
longo dos anos de vida útil do sistema de MG.
O sistema que apresenta menor tempo de amortização do investimento e capaz de gerar
mais lucro no final dos 25 anos é o sistema FV com seguidor solar de 2 eixos. Apresenta uma
produção anual estimada de 6816 kWh/ano, a mais elevada de todos os sistemas analisados e
um saldo acumulado no final dos 25 anos de 13.962,66 €.
0
1.000
2.000
3.000
4.000
5.000
6.000
7.000
8.000
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25
kWh
Evolução da Energia anual gerada pelos sistema de MG
Sist. FV Fixo Sist. FV 1 Eixo Sist. FV 2 Eixos Sist. Eólico
91
Todos os sistemas analisados apresentam um saldo acumulado no final dos 25 anos
superior a 50% do investimento inicial.
Tendo em consideração os parâmetros de avaliação económica o custo de produção, a
evolução do saldo acumulado, o factor de utilização anual e a evolução da ao longo dos 25
anos, conclui-se que o sistema a instalar no local em estudo seria o FV com seguidor solar de
2 eixos. Este apresenta o VAL, a TIR e o saldo acumulado mais elevados de todos os sistemas
analisados.
Infelizmente, para novos Microprodutores, a tarifa de referência do regime bonificado
decresce ao longo dos anos, tornando o investimento em sistemas de MG cada vez menos
rentáveis. No ano de 2010, a tarifa de referência era de 0,40 €/kWh para o primeiro período e
0,24 €/kWh para o segundo período. Em 2011, a tarifa desceu para os 0,38 €/kWh e 0,22
€/kWh no primeiro e segundo período, respectivamente. Em 2012 esta irá ser de 0,326 €/kWh
para o primeiro período e de 0,185 €/kWh para o segundo. Por esta razão, investimentos que
há 3 ou 4 anos eram viáveis, neste momento, já não o são ou são menos rentáveis, devido ao
decréscimo da tarifa de referência e à consequente redução do preço de venda da energia
gerada pelo sistema de MG incorporando o regime bonificado.
92
93
6 Conclusões
A realização do estudo efectuado permitiu concluir que à luz da actual legislação que
regulamenta o regime da MG, DL 118-A/2010 de 25 de Outubro, tornou-se vantajoso investir
em pequenos aproveitamentos FV e micro-eólicos tirando partido da tarifa bonificada. Das
duas tecnologias analisadas, a fotovoltaica mostra-se mais fácil de implementar e, apesar da
baixa eficiência dos painéis, é aquela que apresenta maiores garantias de trazer resultados
positivos face à tecnologia micro-eólica, que ainda necessita de avanço tecnológico de forma
a obter melhores resultados em ambientes urbanos.
A MG usando FER para a geração de energia eléctrica traz benefícios no plano ambiental
e económico. Ficou patente ao longo do projecto que o investimento na MG contribui para a
diminuição da emissão de CO2 contribuindo para atingir as metas definidas no ENE 2020. Se
o objectivo estipulado no PNAEE em atingir em 2015 165 MW de potência instalada de
sistemas de MG for concretizado, será um grande passo na redução da emissão de CO2, indo
ao encontro das políticas ambientais internacionais. Adicionalmente, a obrigatoriedade da
instalação de sistemas solares térmicos em todas as habitações dotadas de MG contribuirá
para reduzir o gasto em fontes de energia fósseis para o aquecimento de águas. O crescimento
deste mercado irá trazer oportunidades de negócio e emprego estáveis visto que a aposta nas
ER irá fazer incontornavelmente parte do futuro do sector energético devido ao seu carácter
ambiental, endógeno e renovável.
A tecnologia FV tem tido forte investimento na actualidade e em certas aplicações a
instalação destes sistemas é viável. Para este facto contribui a disponibilidade do silício e a
redução do seu preço, reflectindo-se num decremento do preço dos módulos. O padrão
comportamental que se tem vindo a verificar na maturidade da tecnologia FV leva a crer que a
evolução da arquitectura das células e dos painéis conduzam a um aumento da eficiência.
Tem-se verificado inovações nos inversores, no plano da qualidade e fiabilidade,
perspectivando-se um decremento no seu custo no futuro.
Verifica-se que na área FV existe competição por parte dos principais fabricantes, o que
permite antever um avanço tecnológico dos equipamentos e preços competitivos.
Outro factor relevante para a diminuição do preço da tecnologia prende-se com a curva
de aprendizagem das entidades instaladoras e comercializadores. Sendo a tecnologia FV
94
relativamente recente, muitas empresas instaladoras protegem-se do risco associado através da
subida do preço. Com o crescimento do mercado e com o incremento do número de entidades
comercializadoras e instaladores deste tipo de sistemas, a tendência é para a diminuição do
preço dos módulos, possibilitando um maior número de instalações e havendo uma maior
disseminação da tecnologia.
A integração de unidades fotovoltaicas incorporadas na arquitectura de edifícios tem
vindo a ser cada vez mais usada pelos arquitectos e desenhadores. É previsível que com o
evoluir da tecnologia FV e aumento da diversificação das células quanto ao seu preço,
estrutura, maneabilidade e maior eficiência, estas venham a ter no futuro maior
preponderância na construção de edifícios mais eficientes e com produção própria de energia
eléctrica.
A produção de energia eólica em Portugal tem vindo a crescer, verificando-se em 2010
uma quota de energia eléctrica proveniente de parques eólicos de 17% (RENa, 2011).
A utilização da tecnologia eólica em unidades de MG encontra-se ainda pouco difundida,
estando na actualidade a decorrer diversos estudos e desenvolvimentos tecnológicos para
facilitar uma possível expansão do aproveitamento eólico em ambiente urbano. A dificuldade
de instalação de sistemas de MG eólicos em ambiente urbano reside na inexistência de
modelos que forneçam o conhecimento do vento na cobertura de edifícios de uma forma
correcta. Existe sempre a possibilidade de efectuar a medição do vento recorrendo a um
anemómetro, contudo, a aquisição do aparelho incluído de um sistema que permita recolher
periodicamente a velocidade do vento para posterior tratamento estatístico é caro e o processo
de medição é prolongado (mínimo 2 anos).
As turbinas usadas em ambiente urbano têm que ser produzidas para esse efeito e o seu
design tem que se incorporar no ambiente de forma harmoniosa.
A geração de energia eléctrica através de aproveitamentos renováveis de pequena escala
é uma das soluções a adoptar na promoção do desempenho energético nacional. A redução de
perdas nas linhas de transporte e o aumento da fiabilidade fornecimento de electricidade são
vantagens inerentes deste tipo de produção. O aumento da PD (Produção Dispersa) irá
introduzir maior protagonismo nas redes de BT.
Actualmente, em Portugal, a incorporação da MG na rede ainda se apresenta algo
limitada e pouco consistente. Assim, a inerente necessidade de reestruturação da rede de
distribuição conduziu ao desenvolvimento do projecto InovGrid, pela EDP em parceria com o
INESC.
95
Trata-se de um projecto inovador que pretende dotar a rede eléctrica de informação e
equipamentos inteligentes capazes de automatizar a rede, melhorando a qualidade de serviço,
contribuindo para a redução dos custos e aumentado a eficiência energética e a
sustentabilidade do SEN. Este projecto vem reforçar a interacção entre consumidores e rede
eléctrica, através da introdução de funcionalidades avançadas de telegestão de energia,
permitindo aumentar o nível de penetração da MG através de mecanismos inteligentes, que
permitirão estabelecer uma nova forma de gestão e controlo da rede. Para proceder à
adaptação da rede, o projecto foca-se nos seguintes pontos: disponibilização de instrumentos e
funcionalidades para que a gestão de energia seja feita ao nível do consumidor individual,
aplicação do conceito de Smart Grids, com a introdução de inteligência em diversos
patamares da rede, de modo a melhorar a eficiência desta e adequar a rede para uma maior
integração de MG mantendo a segurança de operação e a fiabilidade de fornecimento.
A escolha da tecnologia a instalar na análise técnico-económica realizada no Capitulo 5
teve como base os critérios essenciais para este tipo de investimentos nomeadamente custo do
investimento inicial, cash-flow anual, saldo acumulado no final da vida útil do sistema, custo
de produção e manutenção, redução de CO2 produzido e os parâmetros de avaliação
económica VAL, TIR e Payback. Porém, para uma melhor comparação das tecnologias e
aferir em que critérios, cada tecnologia apresenta mais vantagens face às restantes é possível
aplicar uma análise multicritério para fortalecer a decisão de qual o sistema a instalar. Esta
análise será feita num futuro trabalho onde se irá incluir a análise técnico-económica de um
sistema de MG micro-eólico, constituído por uma turbina eólica de eixo vertical com o intuito
de aferir a viabilidade económica deste equipamento aplicado à MG.
96
97
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ANEXOS
Anexo I – Exemplo de factura de electricidade
Anexo II – Folhas de características
Anexo III – Análise económica - Sistema FV fixo
Anexo IV – Análise económica - Sistema FV com seguidor solar de 1 eixo
Anexo V – Análise económica - Sistema FV com seguidor solar de 2 eixos
Anexo VI – Análise económica - Sistema micro-eólico
Anexo I
Exemplo de factura de electricidade
Anexo II
Folhas de características do painel Mprime 225 W, do inversor SMA Sonny Boy 3800
kW, WBP-Box 500, do contador Actaris SL 7000 e Portinhola P100
Anexo III
Análise económica – Sistema FV fixo
Análise económica - Sistema de microgeração fotovoltaico fixo (Caso A)
A Tabela 1 tem o objectivo de mostrar o cenário de facturação anual do investidor ao
longo dos 25 anos de vida útil do sistema de MG fotovoltaico fixo.
Tabela 1. Facturação anual ao longo da vida útil do sistema de MG FV fixo
Ano Tarifa (kWh)
Rácio do
Painel (%)
Ea
(kWh/ano) RL
(€/ano) O&M
(€/ano) cash-flow
(€)
Saldo Acumulado
(€)
0 -16.046,71 -16.046,71
1 0,38 97,00% 5049 1919 20 1.898,56 -14.148,15
2 0,38 96,32% 5013 1905 20 1.885,11 -12.263,03
3 0,38 95,64% 4978 1892 20 1.871,66 -10.391,37
4 0,38 94,96% 4943 1878 20 1.858,21 -8.533,16
5 0,38 94,28% 4907 1865 20 1.844,76 -6.688,39
6 0,38 93,60% 4872 1851 20 1.831,31 -4.857,08
7 0,38 92,92% 4836 1838 20 1.817,86 -3.039,21
8 0,38 92,24% 4801 1824 20 1.804,41 -1.234,80
9 0,22 91,56% 4766 1048 20 1.028,45 -206,34
10 0,22 90,88% 4730 1041 20 1.020,67 814,32
11 0,22 90,20% 4695 1033 20 1.012,88 1.827,20
12 0,22 89,52% 4660 1025 20 1.005,09 2.832,30
13 0,22 88,84% 4624 1017 20 997,31 3.829,60
14 0,22 88,16% 4589 1010 20 989,52 4.819,12
15 0,22 87,48% 4553 1002 20 981,73 5.800,86
16 0,1326 86,80% 4518 599 20 579,08 6.379,94
17 0,1326 86,12% 4483 594 20 574,39 6.954,32
18 0,1326 85,44% 4447 590 20 569,69 7.524,01
19 0,1326 84,76% 4412 585 20 565,00 8.089,01
20 0,1326 84,08% 4376 580 20 560,31 8.649,32
21 0,1326 83,40% 4341 576 20 555,61 9.204,93
22 0,1326 82,72% 4306 571 20 550,92 9.755,85
23 0,1326 82,04% 4270 566 20 546,23 10.302,08
24 0,1326 81,36% 4235 562 20 541,53 10.843,61
25 0,1326 80,68% 4199 557 20 536,84 11.380,45
Indicadores de avaliação económica
VAL 723,19 €
TIR 6,64%
Payback (ano) 10,20
A coluna 2 mostra o preço a que o microprodutor vende o kWh da energia que produz. A
coluna 3 representa o rácio de potência à saída do painel ao longo da vida útil do sistema.
Como se pode constatar o rácio do painel vai decaindo ao longo do tempo devido à queda de
eficiência. Sendo que de uma forma geral os produtores de painéis FV, garantem para os
primeiros 10 anos um rácio de potência à saída do painel superior a 90 %, decaindo para os
80% para além dos 20 anos. É possível constatar este facto observando o gráfico do rácio de
potência na folha de características do painel Mprime 225 W no ANEXO II.
A coluna 4 exibe a produção de energia eléctrica em kWh por ano, obtidos a partir da
simulação realizada no Solterm. A produção é maximizada no local em análise colocando os
painéis com uma inclinação de 42º em relação à horizontal e azimute de 0º (painéis virados
para Sul).
A coluna 5 mostra a facturação anual do produtor. Esta é mais elevada nos primeiros 8
anos onde a tarifa de venda de energia eléctrica e o rácio do painel são mais elevados.
A coluna 6 exibe a despesa com a manutenção do sistema FV fixo. Foi estabelecido que
a despesa de manutenção seria 20 € anuais. Este custo de manutenção é aceitável, visto que
um sistema de MG FV fixo não tem encargos em manutenção, salvo a substituição esporádica
de um fio condutor ou protecção. A manutenção que estes sistemas necessitam é a limpeza
periódica dos painéis, de forma a maximizar a eficiência de conversão fotoeléctrica.
A coluna 7 exibe o cash-flow do investimento, ou seja, é a diferença monetária entre os
inputs e outputs monetários do investimento. No presente caso o input é o pagamento por
parte do comercializador de energia eléctrica pelos kWh que o sistema injecta na rede e o
output são as despesas de manutenção.
A coluna 8 mostra o saldo acumulado ao longo da vida útil da unidade de MG. É possível
verificar que o investimento é amortizado ao 10º ano. Ao fim dos 25 anos o produtor obtém
um saldo acumulado de 11.380,45 €, que corresponde a 71 % do investimento inicial.
Anexo IV
Análise económica – Sistema FV com seguidor solar de 1 eixo
Análise económica - Sistema de microgeração fotovoltaico com seguidor solar
de 1 eixo Azimutal (Caso B)
A Tabela 2. têm o objectivo de mostrar o cenário de facturação anual do investidor ao
longo dos 25 anos de vida útil do sistema de MG fotovoltaico com seguidor solar de 1 eixo.
Tabela 2. Facturação anual ao longo da vida útil do sistema de MG FV com seguidor solar de 1 eixo
Ano Tarifa (kWh)
Rácio do Painel FV
(%)
Ea
(kWh/ano) RL
(€/ano) O&M
(€/ano) cash-flow
(€)
Saldo Acumulado
(€)
0 -19.209,82 -19.209,82
1 0,38 97,00% 6311 2398 100 2.298,20 -16.911,62
2 0,38 96,32% 6267 2381 100 2.281,39 -14.630,22
3 0,38 95,64% 6223 2365 100 2.264,58 -12.365,65
4 0,38 94,96% 6178 2348 100 2.247,77 -10.117,88
5 0,38 94,28% 6134 2331 100 2.230,96 -7.886,92
6 0,38 93,60% 6090 2314 100 2.214,14 -5.672,78
7 0,38 92,92% 6046 2297 100 2.197,33 -3.475,45
8 0,38 92,24% 6001 2281 100 2.180,52 -1.294,93
9 0,22 91,56% 5957 1311 100 1.210,57 -84,36
10 0,22 90,88% 5913 1301 100 1.200,83 1.116,47
11 0,22 90,20% 5869 1291 100 1.191,10 2.307,57
12 0,22 89,52% 5824 1281 100 1.181,37 3.488,94
13 0,22 88,84% 5780 1272 100 1.171,63 4.660,57
14 0,22 88,16% 5736 1262 100 1.161,90 5.822,47
15 0,22 87,48% 5692 1252 100 1.152,17 6.974,64
16 0,1326 86,80% 5647 749 100 648,85 7.623,49
17 0,1326 86,12% 5603 743 100 642,98 8.266,47
18 0,1326 85,44% 5559 737 100 637,12 8.903,58
19 0,1326 84,76% 5515 731 100 631,25 9.534,83
20 0,1326 84,08% 5470 725 100 625,38 10.160,22
21 0,1326 83,40% 5426 720 100 619,52 10.779,73
22 0,1326 82,72% 5382 714 100 613,65 11.393,38
23 0,1326 82,04% 5338 708 100 607,78 12.001,16
24 0,1326 81,36% 5293 702 100 601,92 12.603,08
25 0,1326 80,68% 5249 696 100 596,05 13.199,13
Indicadores de avaliação económica
VAL 793,80 €
TIR 6,60%
Payback (ano) 10,16
Anexo V
Análise económica – Sistema FV com seguidor solar de 2 eixos
Análise económica - Sistema de microgeração fotovoltaico com seguidor solar
de 2 eixos (Caso C)
A Tabela 3 tem o objectivo de mostrar o cenário de facturação anual do investidor ao
longo da vida útil do sistema de MG fotovoltaico com seguidor solar de 2 eixos.
Tabela 3. Facturação anual ao longo da vida útil do sistema de MG FV com seguidor solar de 2 eixos
Ano Tarifa (kWh)
Rácio do Painel FV
(%)
Ea
(kWh/ano) RL
(€/ano) O&M
(€/ano) cash-flow
(€)
Saldo Acumulado
(€)
0 -
19.989,00 -19.989,00
1 0,38 97,00% 6816 2590 150 2.440,06 -17.548,94
2 0,38 96,32% 6768 2572 150 2.421,90 -15.127,04
3 0,38 95,64% 6720 2554 150 2.403,75 -12.723,29
4 0,38 94,96% 6673 2536 150 2.385,59 -10.337,70
5 0,38 94,28% 6625 2517 150 2.367,43 -7.970,27
6 0,38 93,60% 6577 2499 150 2.349,27 -5.621,00
7 0,38 92,92% 6529 2481 150 2.331,12 -3.289,88
8 0,38 92,24% 6481 2463 150 2.312,96 -976,92
9 0,22 91,56% 6434 1415 150 1.265,41 288,49
10 0,22 90,88% 6386 1405 150 1.254,90 1.543,39
11 0,22 90,20% 6338 1394 150 1.244,39 2.787,78
12 0,22 89,52% 6290 1384 150 1.233,88 4.021,66
13 0,22 88,84% 6243 1373 150 1.223,36 5.245,02
14 0,22 88,16% 6195 1363 150 1.212,85 6.457,87
15 0,22 87,48% 6147 1352 150 1.202,34 7.660,21
16 0,1326 86,80% 6099 809 150 658,76 8.318,97
17 0,1326 86,12% 6051 802 150 652,42 8.971,39
18 0,1326 85,44% 6004 796 150 646,08 9.617,48
19 0,1326 84,76% 5956 790 150 639,75 10.257,23
20 0,1326 84,08% 5908 783 150 633,41 10.890,64
21 0,1326 83,40% 5860 777 150 627,08 11.517,72
22 0,1326 82,72% 5813 771 150 620,74 12.138,46
23 0,1326 82,04% 5765 764 150 614,41 12.752,86
24 0,1326 81,36% 5717 758 150 608,07 13.360,93
25 0,1326 80,68% 5669 752 150 601,73 13.962,66
Indicadores de avaliação económica
VAL 1.078,01 €
TIR 6,79%
Payback (ano) 9,28
Anexo VI
Análise económica – Sistema micro-eólico
Análise económica - Sistema de microgeração eólico (Caso D)
A Tabela 4 tem o objectivo de mostrar o cenário de facturação anual do investidor ao
longo da vida útil do sistema de MG eólico constituído pela micro turbina Antaris 3,5 kW.
Tabela 4. Facturação anual ao longo da vida útil do sistema de MG eólico
Ano Tarifa (kWh)
Perda de η da
Turbina Eólica
Ea (kWh/ano)
RL (€/ano)
O&M (€/ano)
cash-flow (€)
Saldo Acumulado
(€)
0 - - - - - -14.472,1 -14.472,11
1 0,30 100% 5585 1698 120 1.577,9 -12.894,2
2 0,30 100% 5585 1698 120 1.577,9 -11.316,3
3 0,30 100% 5585 1698 120 1.577,9 -9.738,4
4 0,30 99% 5529 1681 120 1.560,9 -8.177,5
5 0,30 99% 5529 1681 120 1.560,9 -6.616,6
6 0,30 99% 5529 1681 120 1.560,9 -5.055,7
7 0,30 98% 5473 1664 120 1.543,9 -3.511,8
8 0,30 98% 5473 1664 120 1.543,9 -1.967,9
9 0,18 98% 5473 963 120 843,3 -1.124,5
10 0,18 97% 5418 953 120 833,5 -291,0
11 0,18 97% 5418 953 120 833,5 542,5
12 0,18 97% 5418 953 120 833,5 1.376,0
13 0,18 96% 5362 944 120 823,7 2.199,6
14 0,18 96% 5362 944 120 823,7 3.023,3
15 0,18 96% 5362 944 120 823,7 3.847,0
16 0,1326 95% 5306 704 120 583,6 4.430,5
17 0,1326 95% 5306 704 120 583,6 5.014,1
18 0,1326 95% 5306 704 120 583,6 5.597,6
19 0,1326 94% 5250 696 120 576,2 6.173,8
20 0,1326 94% 5250 696 120 576,2 6.750,0
21 0,1326 94% 5250 696 120 576,2 7.326,1
22 0,1326 93% 5194 689 120 568,8 7.894,9
23 0,1326 93% 5194 689 120 568,8 8.463,6
24 0,1326 93% 5194 689 120 568,8 9.032,4
25 0,1326 92% 5138 681 120 561,3 9.593,7
Indicadores de avaliação económica
VAL -75,28 €
TIR 5,93%
Payback (ano) 11,28
A coluna 2 mostra o preço por kWh a que o microprodutor irá vender a energia gerada
pelo sistema de MG eólico ao comercializador de energia eléctrica. A coluna 3 mostra a perda
de rendimento na conversão da turbina eólica ao longo da sua vida útil. Sendo que esta
apresenta uma taxa de perda anual bastante inferior face às CFV, aproximadamente 1% a cada
3 anos.
A coluna 5 mostra a receita líquida anual ao longo dos 25 anos. Pode-se verificar que
esta é mais elevada nos primeiros 8 anos devido ao elevado preço de venda da energia
produzida 0,3 €/kWh, perfazendo receitas anuais de 1.698 €. Do ano 9 ao ano 15, a tarifa de
venda desce para os 0,18 €/kWh, perfazendo uma receita anual liquida média de 963 €. Após
o regime bonificado o microprodutor vende o kWh gerado ao mesmo preço que compra ao
seu comercializador de energia eléctrica tendo uma receita anual média de 704 €.
A coluna 6 mostra a despesa com a manutenção. Estipulou-se uma despesa de 120 €
anuais, correspondendo a um total de 3.000 € no final dos 25 anos.
O saldo acumulado no final dos 25 anos é de 9.593,7 €, bastante inferior face ao obtido
para os sistemas fotovoltaicos. O período de recuperação do investimento é de 11 anos.
Analisando os valores do VAL e TIR conclui-se que o investimento não é viável. O VAL
assume valores negativos demonstrando que o projecto é inviável e a TIR é inferior à taxa
usada no cálculo do VAL (6%).