integração de energias renováveis num sistema de energia ... · um grande obrigado ao meu pai...
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Integração de energias renováveis num sistema de energia
eléctrica com recursos de armazenamento
André Casanova Neves Agostinho
Dissertação para obtenção de Grau de Mestre em
Engenharia Electrotécnica e de Computadores
Orientador: Prof. Doutor Luís António Fialho Marcelino Ferreira
Júri
Presidente: Prof. Doutora Maria Eduarda de Sampaio Pinto de Almeida Pedro
Orientador: Prof. Doutor Luís António Fialho Marcelino Ferreira
Vogal: Prof. Doutor José Manuel Dias Ferreira de Jesus
Abril 2014
ii
iii
Agradecimentos
Gostaria de agradecer ao Professor Luís Marcelino Ferreira pela ajuda na realização deste
trabalho. As suas opiniões e conselhos foram muito importantes tanto para o rigor científico como para
a relevância dos conteúdos apresentados neste trabalho.
Agradeço ao Doutor Tiago Sandes dos recursos humanos e ao Engenheiro Milheiro Batista da
REN que forneceram dados fundamentais para o estudo do simulador de mercado diário.
Agradeço ao meu amigo e colega de dissertação João Guerreiro pela ajuda e partilha de ideias
durante o decorrer deste trabalho.
Agradeço a todos os meus amigos que me apoiaram e ajudaram durante a licenciatura e
mestrado.
Um agradecimento à minha mãe, ao meu irmão, à Nádia e à minha avó que me deram muita
força em casa e investiram na minha formação pessoal e académica. Um grande obrigado ao meu pai
que fez muito mais do que me apoiar, sem ele não teria conseguido concluir o trabalho com tanta
qualidade.
Um agradecimento especial à Cátia que sempre me apoiou nesta fase final do curso, em
especial, durante a realização deste trabalho, acreditou sempre em mim e nas minhas capacidades.
Sem a ajuda dela não teria conseguido concluir este trabalho, não só pelo seu apoio emocional e
encorajamento mas também pela sua disponibilidade total e paciência. Agradeço-te também pela
sobreposição de mapas, apresentados em anexo, que fizeste.
Dedico este trabalho à minha família próxima e à Cátia.
iv
v
Resumo
O aquecimento global é uma grande preocupação para a sociedade nos dias que correm. Com
o aumento da média das temperaturas, a subida do nível dos oceanos e a frequência de fenómenos
climatéricos extremos, um pouco por todo o mundo, tem-se vindo a verificar um crescente investimento
em centrais de energia renovável. Estas tecnologias apresentam vantagens em termos ambientais,
contudo apresentam, igualmente, desafios no que se refere à sua integração nos sistemas eléctricos
já existentes.
O objectivo desta dissertação é estudar a possibilidade de uma maior contribuição dos recursos
renováveis no funcionamento do sistema eléctrico nacional. Este estudo incidiu na quantificação da
contribuição limite de energias renováveis no sistema eléctrico tendo em conta o actual parque
electroproductor e o potencial renovável de Portugal. Após a determinação da contribuição possível no
sistema eléctrico é analisada a utilização de centrais hídricas reversíveis como forma de complementar
a intermitência inerente às centrais de energia renovável. No fim desta análise são calculados os custos
inerentes aos diferentes perfis de contribuição renovável.
Foi criado um simulador de mercado diário baseado em programação linear que minimiza o
custo de produção de energia de maneira a satisfazer o consumo. Este modelo é usado para estudar
alternativas de comercialização de energia eléctrica por parte de centrais renováveis. Após a realização
de simulação de mercado diário para um período de 10 anos, são calculados as receitas anuais de
cada produtor e é determinado se estas centrais são economicamente viáveis a longo prazo.
Palavras chave
Energias Renováveis, Armazenamento de Energia; Optimização, Função de custo
vi
vii
Abstract
Global warming is a major concern for society these days. With the increase of the planet’s
average temperatures, rising sea levels and more frequent extreme weather events all over the world,
an increasing investment in renewable energy power plants has been observed. These technologies
help reduce pollutant emissions, but their integration into preexisting electrical grids, presents a
challenge.
The goal of this thesis is to study the possibility of increasing the contribution of renewable
resources in the operation of the Portuguese electricity system. This study focuses on the quantification
of the limit contribution of renewable energy to the electrical system taking into account the existing
installed power and the Portuguese renewable potential. After determining the possible contribution to
the electrical system it is analysed the use of reversible hydro power plants as a way to complement
renewable energy plants intermittency. At the end of this analysis the costs of the different profiles of
renewable contribution are calculated.
A daily market model based on linear programming that minimizes the producing costs of energy
so that the load is met was developed. This model is used to study alternatives for energy
commercialization by renewable power plants. After conducting the daily market simulation for a period
of 10 years, annual revenues are calculated for each producer and it is determined if these plants are
economically sustainable in the long term.
Keywords
Renewable energy sources; Energy Storage; Optimization; Cost function
viii
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Índice
1. Introdução ............................................................................................................................................ 1
1.1 Estado da Arte ............................................................................................................................... 3
1.1.1 Rede Eléctrica Portuguesa ......................................................................................................... 3
1.1.2 Metas Ambientais ....................................................................................................................... 3
1.1.3 Energia Renovável em Portugal ................................................................................................. 4
1.1.4 Comercialização de Energia Eléctrica ........................................................................................ 6
1.2 Motivação ...................................................................................................................................... 9
2. Recurso renovável ............................................................................................................................. 11
2.1. Fontes de Energia Renovável .................................................................................................... 11
2.1.1. Recurso Hídrico ....................................................................................................................... 12
2.1.1.1. Tipos de centrais .................................................................................................................. 15
2.1.1.2. Centrais a Fio de Água ......................................................................................................... 15
2.1.1.3. Centrais de Albufeira ............................................................................................................ 16
2.1.1.4. Custos .................................................................................................................................. 19
2.1.2. Recurso Eólico ........................................................................................................................ 22
2.1.2.1. Distribuição geográfica do recurso ....................................................................................... 23
2.1.2.2. Variância com dispersão geográfica do recurso .................................................................. 27
2.1.2.3. Estrutura de Aerogerador ..................................................................................................... 28
2.1.2.4. Custos .................................................................................................................................. 29
2.1.3. Recurso Solar .......................................................................................................................... 30
2.1.3.1. Distribuição geográfica do recurso ....................................................................................... 32
2.1.3.2. Painéis fotovoltaicos ............................................................................................................. 33
3. Rede Eléctrica ................................................................................................................................... 35
3.1. Constrangimentos no funcionamento da rede ........................................................................... 35
3.2. Recursos de armazenamento .................................................................................................... 36
3.3. Coordenação de energias renováveis com sistemas de armazenamento ................................ 41
4. Comercialização de Energia ............................................................................................................. 45
4.1. Regulamentação ........................................................................................................................ 48
4.2 Comércio Europeu de Licenças de Emissão .............................................................................. 56
x
4.3. Alternativas à comercialização de energia de centrais que fazem uso de recursos renováveis57
5. Integração de energias renováveis no sistema eléctrico nacional .................................................... 59
5.1 Teste da possibilidade de uma contribuição total de energias renováveis no abastecimento do
sistema eléctrico ................................................................................................................................ 60
5.1.1. Metodologia ............................................................................................................................. 60
5.1.2. Resultados ............................................................................................................................... 62
5.2 Simulador de mercado ................................................................................................................ 68
5.2.1. Cálculo das curvas de custo de produção .............................................................................. 68
5.2.2. Cálculo dos custos variáveis ................................................................................................... 70
5.2.3. Resultados ............................................................................................................................... 75
6. Conclusão e Trabalho Futuro ............................................................................................................ 79
6.1. Conclusão ................................................................................................................................... 79
6.1. Trabalho Futuro .......................................................................................................................... 80
7. Bibliografia ......................................................................................................................................... 81
xi
Lista de figuras
Figura 1 - Evolução da potência eléctrica instalada em Portugal entre 2000-2012 [1] e [5] .................. 3
Figura 2 - Evolução do total de potência fotovoltaica instalada mundialmente entre 1992-2012 [11].... 5
Figura 3 - Evolução trimestral da potência licenciada relativa a centrais que fazem recurso a FER
(excluindo microgeração) em Portugal entre 2003-2013 [2] ................................................................... 6
Figura 4 - Evolução do sobrecusto PRE (valores ocorridos) em Portugal entre 2002-2013 [17] ........... 8
Figura 5 - Potência total instalada mundialmente referente a centrais que fazem uso de FER em 2012
[19] ......................................................................................................................................................... 11
Figura 6 - Evolução da potência eléctrica instalada em Portugal entre 1930-2006 [21] ...................... 13
Figura 7 - Distribuição espacial (3x3km) da (a) velocidade média estimada, a 80m de altitute, e da (b)
densidade energética média, a 80m de altitute, em Portugal continental [44] ..................................... 24
Figura 8 - Aerogerador de eixo horizontal e respectivos parâmetros de cálculo da energia cinética .. 25
Figura 9 - Número de horas de funcionamento equivalente à potência nominal (NEPS) para uma turbina
de 2MW em Portugal continental [44] ................................................................................................... 26
Figura 10 - Número de aerogeradores em Potugal continental, por potência instalada, em 2012 [45] 26
Figura 11 - Esquema de turbina eólica de eixo horizontal [46] ............................................................. 28
Figura 12 - Distribuição geográfica da soma da irradiância solar anual e do NEPS para um sistema de
1kWp com índice de desempenho de 0.75 e ângulo óptimo [53] e [54] ................................................ 33
Figura 13 - Esquema de gerador solar FV [8] e [56] ............................................................................. 34
Figura 14 - Gráficos representativos da potência instalada mundialmente referente às diferentes
tecnologias de armazenamento, exceptuando CHR (A) apenas baterias (B) [58] ............................... 37
Figura 15 - Infográfico representivo dos tempos de descarga à potência nominal e potência do sistema
das diferentes tecnologias de armazenamento de energia eléctrica .................................................... 37
Figura 16 - Diagrama representativo de uma CHR [62] ........................................................................ 39
Figura 17 - Diagrama representativo da central ADELE - armazenamento de energia com compressão
adiabática do ar [64] .............................................................................................................................. 40
Figura 18 - Diagrama de estrutura e funcionamento de uma bateria sódio-enxofre [65] ..................... 41
Figura 19 - Diagramas de carga representativos dos conceitos load leveling e peak shaving [65] ..... 42
Figura 20 - Complementaridade Hídrica-Eólica [67] ............................................................................. 43
Figura 21 - Curvas agregadas de oferta de compra, oferta de venda, oferta de venda e oferta de compra
casada [74] ............................................................................................................................................ 55
Figura 22 - Evolução de potência fornecida e do consumo(a) Evolução da energia total armazenada (b)
para PEB ............................................................................................................................................... 63
Figura 23 - Evolução de potência fornecida e do consumo(a) Evolução da energia total armazenada (b)
para PEC ............................................................................................................................................... 64
Figura 24 - Evolução da potência fornecida e do consumo (a) Evolução da energia total armazenada
(b) para PED .......................................................................................................................................... 65
xii
Figura 25 - Evolução da potência fornecida e do consumo (a) Evolução da energia total armazenada
(b) para PEE .......................................................................................................................................... 67
Figura 26 - Curvas de custo de produção para parques eólicos e CA ................................................. 72
xiii
Lista de tabelas
Tabela 1 - Custos de política energética, ambiental ou de interesse económico geral [17] e [18] ......... 9
Tabela 2 - Caracterização dos principais rios de Portugal continental [24] e [25]. ............................... 14
Tabela 3 - Características das principais CFA em Portugal (2012) [10] e [28] ..................................... 16
Tabela 4 - Características das principais CA em Portugal (2012) [10] e [28] ....................................... 18
Tabela 5 - Escoamento anual acumulado dos principais sistemas hidrológicos nos quais existem CA
[25] ......................................................................................................................................................... 19
Tabela 6 - Investimento unitário em centrais mini-hídricas (final de 2002) [9] ...................................... 20
Tabela 7 - Investimento unitário de novos aproveitamentos hidroeléctricos [34] e [35] ....................... 21
Tabela 8 - Investimento unitário de reforços de potência em aproveitamentos já existentes [34] ....... 21
Tabela 9 - Nível de penetração de centrais eólicas para o ano de 2012 .............................................. 23
Tabela 10 - Coeficientes de correlação de Pearson para 10 aerogeradores ....................................... 27
Tabela 11 - Custos e perdas de diferentes tipos de turbinas eólicas [49] ............................................ 29
Tabela 12 - Evolução da potência solar FV total instalada em Portugal entre 2005 e Junho de 2013 32
Tabela 13 - Principais características das três tecnologias de armazenamento mais utilizadas
mundialmente [59] ................................................................................................................................. 38
Tabela 14 - Valores tomados pelo coeficiente Z e limites de potência instalada a nível nacional ....... 50
Tabela 15 - Período de validade da tarifa bonificada para PRE ........................................................... 50
Tabela 16 - Evolução da Regulamentação que establece regras para a PRE [72] ............................. 51
Tabela 17 - Preços de aquisição de energia eléctrica a PRE e os respectivos sobrecustos unitários
referente ao ano de 2013 [18] ............................................................................................................... 52
Tabela 18 - Escoamento médio mensal de 4 das principais CA .......................................................... 61
Tabela 19 - Resultados obtidos após a simulação para o PEA ............................................................ 62
Tabela 20 - Resultados obtidos após a simulação para o PEB ............................................................ 62
Tabela 21 - Resultados obtidos após a simulação para o PEC ............................................................ 64
Tabela 22 - Resultados obtidos após a simulação para o PED ............................................................ 65
Tabela 23 - Resultados obtidos após a simulação para o PEE ............................................................ 66
Tabela 24 - Custos fixos, factores de utilização e tempo médio de vida útil para diferentes tecnologias
de centrais produtoras de energia eléctrica [27] ................................................................................... 69
Tabela 25 - Evolução dos preços da hulha, gás natural e licença de emissão de 2003 a 2012 [78], [79]
e [80] ...................................................................................................................................................... 70
Tabela 26 - Custos de operação e manutenção variáveis e valores de emissões de GCEE para
diferentes tecnologias de centrais produtoras de energia eléctrica ...................................................... 70
Tabela 27 - Custos variáveis de arranque e load following, para centrais CPSC e GNCC [82] ........... 72
Tabela 28 - Produção eléctrica entre 2003 e 2012 ............................................................................... 73
Tabela 29 - Resultados da simulação de mercado para o cenário A ................................................... 75
Tabela 30 - Resultados da simulação de mercado para o cenário B ................................................... 75
Tabela 31 - Resultados da simulação de mercado para o cenário C ................................................... 75
xiv
Tabela 32 - Custos médios e marginais para centrais a carvão e gás natural .................................... 76
xv
Lista de acrónimos
AEAC Armazenamento de Energia em Ar Comprimido
ATE Acumuladores Térmicos de Energia
BSE Baterias Sódio-Enxofre
CA Centrais de Albufeira
CAE Contractos de Aquisição de Energia
CAPE Capacidade de Armazenamento nos Parques Eólicos
CCGN Ciclo Combinado a Gás Natural
CFA Centrais a Fio de Água
CHR Centrais Hidroeléctricas Reversíveis
CIEG Custos de Interesse Económico Geral
CMEC Custo para a Manutenção do Equilíbrio Contractual
CMH Centrais Mini-hídricas
CP Carvão Pulverizado
CPSC Carvão Pulverizado Super-Crítica
CSP Concentrated Solar Power
CUR Comercializador de Último Recurso
CV Caixa de Velocidades
DDPM Direct-Drive Permanent-Magnet Synchronous Generator
DDSM Direct-Drive Electrically-Excited Synchronous Generator
DFIG Doubly-Fed Induction Generator with Three-Stage Gearbox
ERSE Entidade Reguladora dos Serviços Energéticos
FER Fontes de Energia Renovável
FV Fotovoltaico
GCEE Gases que Contribuem para o Efeito de Estufa
GDFIG Doubly-Fed Induction Generator with Single-Stage Gearbox
GPM Permanent-Magnet Synchronous Generator with Single-Stage Gearbox
GWP Global-Warming Potential
IEA-PVPS International Energy Agency Photovoltaic Power Systems Programme
IPC Índice de Preços no Consumidor
IPH Índice de Produtibilidade Hidroeléctrica
MELE Mercado Europeu de Licenças de Emissão
MIBEL Mercado Ibérico de Electricidade
MIDA Máquinas de Indução Duplamente Alimentadas
MPPT Maximum Power Point Tracker
NEPS Número de Horas Anuais de Funcionamento à Potência Nominal
OMCLean Sistema de Energia Eléctrica
OMI Operador de Mercado Ibérico
xvi
OMIE Operador del Mercado Ibérico de Energía - Polo Español
OMIP Operador do Mercado Ibérico de Energia - Pólo Português
PE Parlamento Europeu
PEEOR Produção de Energia Eléctrica de Origem Renovável
PNBEPH Plano Nacional de Barragens com Elevado Potencial Hidroeléctrico
PPEC Plano de Promoção da Eficiência no Consumo
PQ Protocolo de Quioto
PRE Produtores em Regime Especial
PRO Produtores em Regime Ordinário
QST Qualidade de Serviço Técnico
REN Redes Energéticas Nacionais
RND Rede Nacional de Distribuição
RNT Rede Nacional de Transporte de Energia Eléctrica
SEN Sistema Eléctrico Nacional
STC Standard Test Conditions
TCMA Taxa de Crescimento Média Anual
UE União Europeia
VAL Valor Actual Líquido
1
1. Introdução Hoje em dia a produção de energia elétrica em Portugal é feita, principalmente, com recurso a
centrais térmicas (gás natural e carvão), hídricas e eólicas. Habitualmente os tipos de centrais
produtoras dividem-se em produção renovável e não renovável.
Existem três principais tipos de centrais que recorrem a recursos renováveis para produção de
energia eléctrica, centrais hídroeléctricas, eólicas e térmicas.
Entre o período de 2003 a 2008, verificou-se um acréscimo acentuado de potência instalada
de geração de base renovável. Este acréscimo deveu-se à implementação de uma política de promoção
da redução das emissões de gases poluentes para a atmosfera que vem no seguimento de Portugal
se ter comprometido a alcançar metas estabelecidas no protocolo de Quioto. Como consequência desta
política, o valor de potência eléctrica instalada de origem em fontes renováveis evoluiu de,
aproximadamente, 4,2GW em 2003 para 10,7GW em 2012, ou seja, a potência instalada foi mais que
duplicada durante este período. Sendo que o tipo de central elétrica que mais viu a sua potência ser
aumentada foi a eólica, de 0,25 GW em 2003 para 4,2GW em 2012, isto representa um aumento
superior a 17 vezes do valor instalado em 2003, fornecendo 20% da energia eléctrica consumida em
Portugal no ano de 2012. [1]
Este aumento de grandes proporções da potência instalada de centrais de energia eólica, veio
alterar as características do sistema eléctrico nacional. Essa alteração deve-se ao facto de a fonte
renovável eólica ser uma fonte que, apesar de previsível, tem variações muito rápidas de potência
gerada (fonte intermitente). Quando se dão estas bruscas variações de potência fornecida à rede, é
necessário que outros grupos geradores entrem a serviço, ou que as centrais que já se encontram a
fornecer energia à rede, aumentem a potência gerada. Actualmente as centrais que conseguem
corresponder a estes requisitos são as centrais hidroelétricas e as centrais térmicas a gás natural.
Apesar da potência instalada correspondente a centrais hidroeléctricas não ter sofrido um
aumento significativo, não significa que não tenham sido feitos investimentos nestas centrais de modo
a dotar o sistema elétrico nacional de uma capacidade de se adaptar à nova dinâmica introduzida pela
crescente produção de energia eléctrica proveniente das centrais eólicas [2]. Estes investimentos foram
feitos não só no reforço de potência, mas também para criar ou reforçar a capacidade de reversibilidade
de certas centrais hidroeléctricas. Ao reverter o funcionamento das centrais hidroeléctricas é possível
armazenar quantidades consideráveis de energia para uso posterior.
Esta capacidade de armazenamento das centrais hidroeléctricas tem sido usada para ajudar a
resolver outro grande problema introduzido por existir uma grande percentagem de produção de
energia eólica. Este problema surge do facto de habitualmente existir uma maior produção de energia
eólica durante a hora de vazio, que, por vezes, faz com que a produção exceda o consumo. Este
excedente é armazenado utilizando centrais hidroeléctricas reversíveis que utilizam a energia assim
armazenada para ajudar a satisfazer o elevado consumo verificado na hora de ponta.
2
O preço de venda de energia eléctrica tem aumentado ao longo dos anos, para os
consumidores domésticos o aumento foi de, aproximadamente, 66% entre o 1º semestre de 2003 e o
1º semestre de 2013. Para os consumidores industriais o aumento foi de, aproximadamente, 51% para
um período homólogo [3]. Este aumento do preço de energia eléctrica está relacionado com o aumento
da contribuição das energias renováveis para satisfazer o consumo, uma vez que, foram criadas tarifas
de remuneração fixas para estas formas de produção de energia eléctrica.
Portugal comprometeu-se com um plano estratégico estabelecido pela união europeia,
conhecido como “Europa 2020”. Este plano estratégico é bastante abrangente, englobando vários
domínios como, emprego, educação, investigação e inovação, inclusão social e redução da pobreza e
clima e energia. No que diz respeito ao clima, a meta deste plano é de reduzir as emissões equivalentes
de CO2 em 20% em relação ao ano de base de 1990. Quando se fala no domínio da energia, este plano
pretende que 20% do consumo final de energia seja energia renovável, mas uma vez que Portugal na
altura da criação deste plano já possuía uma contribuição superior à meta estabelecida, foi imposta
uma meta nacional de 31%. [4]
Com base nestes dados é possível verificar que para alcançar a meta imposta pelo plano
estratégico “Europa 2020” é necessário aumentar a contribuição das energias renováveis no consumo
final de energia. Para isso poderá criar-se novas centrais eléctricas que façam uso de recursos
renováveis. Para aumentar a contribuição de energias renováveis no consumo final de energia é muito
importante que se encontrem alternativas ao modo como estas centrais comercializam a energia, uma
vez que, as tarifas actualmente aplicadas a estes produtores fizeram aumentar o preço da energia
eléctrica praticado em Portugal.
O objectivo desta dissertação é saber se é possível aumentar, de uma maneira
economicamente viável, a contribuição de energias renováveis no sistema eléctrico Português. Para
isso será necessário:
Conhecer o perfil da rede eléctrica nacional;
Conhecer os diferentes tipos de centrais que fazem uso de recursos naturais para
geração de electricidade;
Endereçar os problemas de constrangimento introduzidos na rede;
o Complementaridade com recursos de armazenamento;
Conhecer qual a legislação que actualmente rege a comercialização de energia
eléctrica;
Criar um modelo que permita determinar se um dado parque electroprodutor renovável
é capaz ou não de satisfazer um determinado consumo;
Criar um modelo de simulação de mercado diário que permita minimizar os custos de
produção dos produtores de maneira a que o consumo seja satisfeito.
3
1.1 Estado da Arte
1.1.1 Rede Eléctrica Portuguesa
No final de 2012 o parque electroprodutor português possuía um total de 18,6GW de potência
instalada de centrais produtoras de energia eléctrica, sendo que 10,7GW de potência corresponde a
centrais que fazem uso de fontes de energia renovável para a produção de energia eléctrica e outros
7,9GW de potência que fazem uso de recursos não renováveis. [1]
Verificou-se ainda que no ano de 2012 cerca de 43% do total de energia eléctrica produzida
em Portugal teve origem em centrais que recorrem a fontes de energia renovável. O que significa que
54% da energia eléctrica produzida em Portugal é de origem não renovável (3% foi produzido por
bombagem), 29% oriundo de centrais termoeléctricas que usam como combustível o carvão e 24%
proveniente de centrais termoeléctricas que usam o gás natural como combustível. [1]
FIGURA 1 - EVOLUÇÃO DA POTÊNCIA ELÉCTRICA INSTALADA EM PORTUGAL ENTRE 2000-2012 [1] E [5]
Como se pode observar na Figura 1, desde 2001 que se verificou um aumento da potência
instalada de centrais que utilizam fontes renováveis. É de realçar que no ano de 2012 se verificou uma
diminuição da potência total instalada.
1.1.2 Metas Ambientais
Após Portugal ter assinado o Protocolo de Quioto (PQ) em 1998, foram aplicadas medidas
políticas com vista a diminuir a emissão de gases que contribuem para o efeito de estufa (GCEE). De
facto desde que este protocolo entrou em vigor a Fevereiro de 2005 Portugal reduziu as emissões
4
anuais de GCEE de 90MtCO2e, em 2005, para 72MtCO2e, em 2011 [6]. À luz do PQ Portugal não
reduziu em 20% as emissões de GCEE entre 2005 e 2011, uma vez que, o PQ estabelece como ano
base 1990, em que Portugal emitiu 60 MtCO2e de GCEE. Em relação a esse ano base Portugal emite
agora mais 20% de GCEE, contudo, está a cumprir a meta interna estabelecida pela União Europeia
(EU) que limitou o acréscimo de emissão de GCEE por Portugal para 27% do valor verificado em 1990
[7]. Pode parecer um contrassenso, mas na realidade, a UE atribuiu metas internas a cada país membro
e mesmo que a alguns países tenha sido permitido um acréscimo no valor de emissões de GCEE, a
outros países foram atribuídos níveis de emissão mais baixos que os 8% que a UE se comprometeu a
alcançar com a assinatura do PQ.
Segundo os indicadores do PQ, em 2010 Portugal aparece como o 5º país da EU-27 mais
poluente [4], contudo, é de realçar que em termos de poluição per capita, em 2010, cada português
emitiu em média 6,96 tCO2e de GCEE, um valor abaixo da média dos países da EU27 de 9,39 tCO2e.
Em 2011 verificou-se uma emissão anual per capita 6,88 tCO2e, novamente abaixo da média dos
países da EU-27 de 9,06 tCO2e (Anexo A).
1.1.3 Energia Renovável em Portugal
Tal como já foi referido anteriormente a produção de energia eléctrica em Portugal conta, hoje
em dia, com uma elevada contribuição de energia produzida por centrais que recorrem a fontes de
energia renovável (cerca de 43% em 2012 [1]). Em termos de potência instalada, em junho de 2013,
existiam 5540MW correspondente a centrais hidroeléctricas, 4464MW correspondente a
aerogeradores, 614MW correspondente a centrais térmicas e 243MW correspondente a sistemas
fotovoltaicos. Desde o ano de 2005, a tecnologia que mais viu a sua taxa de crescimento média anual
(TCMA) de potência instalada aumentar foi a solar, com uma TCMA de 86,3%. [2]
Dos 5540MW de potência instalada de centrais hidroeléctricas, 4916MW correspondem a
centrais consideradas como “Grande Hídrica”, são aproveitamentos cuja potência total é superior a
30MW. Aproveitamentos com potência instalada inferior a 30MW podem ser denominados como
Centrais Mini-hídricas (CMH). Aproveitamentos com um total de potência instalada entre 10MW e
30MW totalizam 265MW do total de potência instalada corresponde a centrais hidroeléctricas. Quanto
a aproveitamentos com potência instalada inferior a 10MW, existem 359MW de potência instalada deste
tipo de central. [2]
Para além da diferença entre o total de potência instalada, existem também dois tipos distintos
de centrais hidroeléctricas, centrais a fio de água e centrais de albufeira. As centrais a fio de água
distinguem-se das outras, na medida em que não possuem capacidade de regularizar o caudal. [8]
Existem em Portugal 2651MW de potência instalada de centrais hidroeléctricas que possuem
albufeira e 2588MW de centrais a fio de água (centrais em produção em regime ordinário) [9]. O volume
total útil de água que é possível armazenar nas centrais hidroeléctricas é de 7886hm3 dos quais
5
4151hm3 são proporcionados pelo aproveitamento do Alqueva. Em termos de capacidade útil de
armazenamento de energia, é possível armazenar um total de 3082GWh. [10]
Em relação aos parques aerogeradores onshore, que fazem uso do vento como fonte de
energia renovável, existiam 223 parques instalados no final do ano de 2012 e um total de 2526
aerogeradores instalados. A potência média, nesse ano, dos aerogeradores instalados era de 1,8MW.
Cerca de 47% dos parques aerogeradores possui um total de potência instalada superior a 50MW. Em
2011 foi instalado o único aerogerador offshore em Portugal com uma potência nominal de 2MW. [2]
As duas fontes de energia renovável que mais são aproveitadas em Portugal são o vento e a
água, cujas respectivas centrais geraram, em 2012, 84% do total de energia eléctrica proveniente de
centrais que utilizam Fontes de Energia Renovável (FER) [1]. Estas duas fontes, nesta dissertação,
terão um nível de aprofundamento maior em relação às restantes.
Mesmo assim é necessário realçar que em Portugal a tecnologia que mais viu a sua potência
instalada anual crescer foi a fotovoltaica, com uma TCMA de 86,3% [2]. Esta tendência de crescimento
da tecnologia fotovoltaica também se verificou no resto do mundo, como se pode verificar pela Figura
2.
FIGURA 2 - EVOLUÇÃO DO TOTAL DE POTÊNCIA FOTOVOLTAICA INSTALADA MUNDIALMENTE ENTRE
1992-2012 [11]
A nível nacional, como podemos verificar pela Figura 3, em termos de licenciamento de nova
potência de centrais que fazem recurso a FER existe um reforço na potência hidroeléctrica assim como
um reforço na potência fotovoltaica. Verifica-se, contudo, um decréscimo acentuado na potência
licenciada para novos aerogeradores.
6
FIGURA 3 - EVOLUÇÃO TRIMESTRAL DA POTÊNCIA LICENCIADA RELATIVA A CENTRAIS QUE FAZEM
RECURSO A FER (EXCLUINDO MICROGERAÇÃO) EM PORTUGAL ENTRE 2003-2013 [2]
1.1.4 Comercialização de Energia Eléctrica
Actualmente existem vários actores intervenientes no relacionamento comercial de energia em
Portugal continental, entre eles, os produtores em regime ordinário (PRO) e os produtores em regime
especial (PRE). [12]
A PRE engloba centrais de cogeração e centrais que utilizam FER para a produção de
electricidade, já a PRO engloba as centrais que recorrem a recursos tradicionais não renováveis para
a produção de energia, as grandes centrais hídricas e todos os produtores, anteriormente em PRE,
cuja validade da tarifa bonificada expirou. [13]
A diferença entre estes dois regimes de produção reside na forma como estes produtores
comercializam a energia que entregam à rede. A remuneração da energia entregue pelos PRE é fixa e
calculada através de fórmulas estabelecidas por decretos-lei [9]. Enquanto a maioria dos PRO
participam no leilão diário de electricidade [14].
A legislação que regula os produtores em PRE começou a ser estabelecida no ano 1988, com
o Decreto-Lei nº 189/88, em que é apresentada, entre outros, a forma como as centrais em PRE seriam
remuneradas. Os decretos lei estabelecidos posteriormente, nº168/99, nº 312/2001, nº339-C/2001, nº
33-A/2005, nº225/2007, nº885/2009, nº51/2010, nº126/2010, nº132-A/2010, nº 1057/2010, nº5/2011,
nº256/2012 e nº35/2013 vieram alterar sucessivamente os decretos que os antecedem e alguns alteram
a fórmula de cálculo da remuneração das centrais em PRE. Actualmente o Artigo 33.º-G do Decreto-
Lei nº215-B/2012 estabelece que a actividade de produção de electricidade em regime especial pode
ser exercida ao abrigo de um dos seguintes regimes remuneratórios:
7
“a) O regime geral, em que os produtores de eletricidade vendem a eletricidade produzida, nos
termos aplicáveis à produção em regime ordinário, em mercados organizados ou através da celebração
de contratos bilaterais com clientes finais ou com comercializadores de eletricidade, incluindo com o
facilitador de mercado ou um qualquer comercializador que agregue a produção;
b) O regime de remuneração garantida, em que a eletricidade produzida é entregue ao
comercializador de último recurso (…)”.
A fórmula de cálculo da remuneração garantida foi estabelecida pelo Decreto-Lei nº225/2007
e é definida da seguinte forma [8] e [15]:
𝑹𝑪𝑹 = [𝒌𝒑𝒕 × (𝑷𝑭 + 𝑷𝑽) + 𝑷𝑨 × 𝒁] × 𝒌𝒑 × 𝒌𝑰𝑷𝑪 (1)
𝑅𝐶𝑅 é a remuneração mensal em €/mês;
𝑘𝑝𝑡 é um coeficiente que modula os valores de PF, de PV e de PA em função do posto
horário em que a electricidade tenha sido fornecida. As centrais renováveis deverão
decidir, no acto do licenciamento, se optam ou não por ela, com excepção das centrais
hídricas para as quais esta é obrigatória.
𝑃𝐹 é a parcela fixa da remuneração aplicável a centrais renováveis, no mês m;
𝑃𝑉 é a parcela variável da remuneração aplicável a centrais renováveis, no mês m;
𝑃𝐴 é a parcela ambiental da remuneração aplicável a centrais renováveis, no mês m;
𝑍 é o coeficiente adimensional que traduz as características específicas do recurso
endógeno e da tecnologia utilizada na instalação licenciada;
𝑘𝑝 representa as perdas, nas redes de transporte e distribuição, evitadas pela central
renovável;
𝑘𝐼𝑃𝐶 é um factor dependente da inflação através do IPC - Índice de Preços no
Consumidor.
A legislação que regula a remuneração da PRE, como já foi referido acima, tem vindo a ser
sucessivamente modificada. A maioria destas alterações foram realizadas com o objectivo de alcançar
“um modelo energético baseado na racionalidade económica e na sustentabilidade, através, por um
lado, da conjugação entre a adoção de medidas de eficiência energética e a utilização de energia
proveniente de fontes endógenas renováveis e, por outro, da redução dos sobrecustos que oneram os
preços da energia.” [16]
De facto o sobrecusto referido representa um problema de grande dimensão no contexto
socioeconómico actual de Portugal. A evolução deste sobrecusto pode ser observada na Figura 4.
8
FIGURA 4 - EVOLUÇÃO DO SOBRECUSTO PRE (VALORES OCORRIDOS) EM PORTUGAL ENTRE 2002-
2013 [17]
É de realçar que existe uma grande dependência entre o preço do mercado e o valor do
sobrecusto da PRE, isto é, quando o preço de mercado diminui, o sobrecusto aumenta e vice-versa.
Se observarmos a Tabela 1 é possível verificar a dimensão deste sobrecusto, ele representa
mais de metade do valor total dos custos de política energética, ambiental ou de interesse económico
geral.
9
TABELA 1 - CUSTOS DE POLÍTICA ENERGÉTICA, AMBIENTAL OU DE INTERESSE ECONÓMICO GERAL [17]
E [18]
Custos de política energética, ambiental ou de
interesse económico geral (CIEG) 2012 [103€] 2013 [103€] 2014 [103€]
Sobrecusto da PRE 1 294 540 1 312 123 1 749 062
Custos para a Manutenção do Equilíbrio Contractual
(CMEC)
296 250 591 321 233 848
Sobrecusto dos CAE 133 631 191 289 163 549
Rendas de concessão da distribuição em BT 248 231 257 059 256 893
Sobrecusto da RAA e da RAM 183 429 190 189 158 637
Rendas dos défices tarifários de BT (2006) e BTN (2007) 20 300 19 776 19 565
Sobrecusto das RAA e da RAM referente a 2006 e 2007 19 963 19 448 19 240
Custos de natureza ambiental 151 420 339
Terrenos das centrais 23 525 21 414 13 386
Custos com a garantia de potência 60 426 -35 823 2 640
Plano de Promoção da Eficiência no Consumo (PPEC) 11 500 11 500 11 500
ERSE 5 112 5 113 5 113
Gestão das faixas de combustível 4 200 4 200 2 600
OMIP e OMCLear 232 0 344
Autoridade da Concorrência 407 406 406
Total 2 301 897 2 588 432 2 637 124
1.2 Motivação
Com base nos dados que foram apresentados anteriormente, é possível perceber que é
necessário reforçar o peso que as centrais eléctricas que fazem uso de FER têm na produção de
energia eléctrica. Contudo é necessário estudar, previamente, se o sistema eléctrico português
consegue suportar uma maior contribuição deste tipo de centrais e é também essencial alterar o
presente sistema tarifário destas centrais, de maneira a reduzir o sobrecusto deste regime de produção
de energia eléctrica.
Conforme a Resolução do Conselho de Ministros n.º 20/2013, “No plano da utilização de
energia proveniente de fontes endógenas renováveis, pretende-se que os objetivos definidos de, em
2020, 31% do consumo final bruto de energia (…) provir de fontes renováveis, sejam cumpridos ao
menor custo para a economia. Em simultâneo, pretende-se reduzir a dependência energética do país
e garantir a segurança de abastecimento, através da promoção de um mix energético equilibrado.” [16]
10
Uma vez que 20% da produção de energia eléctrica produzida em Portugal para satisfazer o
consumo teve origem em centrais eólicas, é importante rever quais as vantagens e desvantagens da
utilização desta tecnologia.
Por um lado, estas centrais, ao utilizarem exclusivamente um recurso renovável para produzir
energia eléctrica, não produzem GCEE. Contudo a sua intermitência faz com que, por vezes, seja
desperdiçada energia, que poderia ser aproveitada para ajudar a satisfazer o consumo elevado
verificado nas horas de ponta. Para aproveitar essa energia existem sistemas de armazenamento de
energia. No caso do sistema elétrico português, são utilizadas barragens reversíveis, que bombeiam a
água a jusante para montante da barragem.
11
2. Recurso renovável
Neste capítulo serão caracterizadas as fontes de energia renovável mais utilizadas e com maior
potencial em Portugal, no que diz respeito à sua variância com dispersão geográfica dos recursos. Será
também analisada a sazonalidade da restituição de energia das centrais hídricas com capacidade de
armazenamento.
Serão estudados os diferentes tipos de centrais que fazem uso de fontes de energia renovável,
com especial enfâse nas tecnologias que maior expressão têm na produção nacional de energia
eléctrica. Esta análise será feita tendo em conta as vantagens e as desvantagens que estas tecnologias
apresentam a diversos níveis.
2.1. Fontes de Energia Renovável
Segundo dados referentes ao ano de 2012 [19] as fontes de energia renovável mais
aproveitadas no mundo são a água e o vento.
FIGURA 5 - POTÊNCIA TOTAL INSTALADA MUNDIALMENTE REFERENTE A CENTRAIS QUE FAZEM USO DE
FER EM 2012 [19]
Em Portugal as FER que mais são aproveitadas são igualmente a água e o vento, as centrais
eólicas e hídricas produziram, no ano de 2012, 10TWh e 5,4TWh, respectivamente. Estes valores de
representaram 36,2% do total de energia eléctrica produzida em Portugal, representaram também
83,8% do total de energia eléctrica produzida por centrais que fazem uso de FER. [1]
990 480
0 200 400 600 800 1000 1200 1400 1600GW
Hydropower Other technologies
12
A água e o vento são portanto FER bastante relevantes na produção de energia eléctrica em
Portugal, mas é necessário realçar que a tecnologia solar fotovoltaica tem vindo a ganhar importância,
tanto a nível mundial, como a nível nacional, como se pode constatar pela Figura 2 e Figura 3.
Com base nestes factos as FER com maior importância em Portugal são a água, o vento e o
sol.
2.1.1. Recurso Hídrico
Existe uma elevada quantidade de água disponível no nosso planeta, contudo apenas 3% se
encontra na forma de água doce e cerca de 33% desta quantidade se encontra no estado líquido. Isto
significa que somente 1% do total de água existente no planeta serve para consumo humano. Mesmo
estes 1% não são totalmente aproveitáveis, uma vez que, uma grande parte é perdida em inundações
incontroladas e a dificuldades espaciais e temporais de acesso ao escoamento total.
A água é o elemento essencial para a vida, é utilizada em diversas aplicações, sendo que as
principais são o consumo humano, uso pecuário, rega de culturas, sector mineiro, para criação de
condições de prática de recreio/lazer e produção de força motriz. Para conseguir satisfazer estas
necessidades, muitas vezes é necessário construir cisternas, diques ou barragens.
Contudo, a construção de infraestruturas como barragens, não são suficientes para garantir
que a carência deste recurso é satisfeita, uma vez que este recurso possui uma distribuição temporal
e espacial errática. É portanto fulcral armazenar água quando esta existe em excesso para posterior
uso em alturas de escassez. Caso a armazenagem seja feita, por exemplo, do inverno para o verão,
considera-se uma transferência sazonal. Por outro lado, se a água for armazenada de um ano para
outro, chama-se uma transferência intersazonal. Estes dois tipos de transferência são usados num
processo que se denomina de regularização. [20]
O aproveitamento da força motriz fornecida pelo escoamento de água para geração de
electricidade começou a ser feita em meados do século XIX, em Portugal esse aproveitamento
começou a ser feito na última década desse século. Esses aproveitamentos eram de pequena
dimensão e potência, servindo para alimentar, inicialmente, pequenas indústrias localizadas perto dos
aproveitamentos e posteriormente as instalações de iluminação das localidades que se encontravam
nas imediações dessas indústrias. [21]
Estes aproveitamentos foram sendo construídos, satisfazendo as necessidades eléctricas
locais, contudo e devido à inexistência de uma rede de transporte interligada, os recursos hídricos
nacionais estavam, claramente, subaproveitados. Em 1960 95% da energia eléctrica consumida em
Portugal teve origem em centrais hídricas, este resultado deveu-se em grande parte ao crescimento da
rede e à entrada a serviço de grandes aproveitamentos hídricos na década de 1950, que na altura
vieram triplicar a potência total instalada de centrais hídricas. Após esse grande acréscimo verificado
na década de 50, a potência instalada cresceu a ritmo, sensivelmente, constante, cerca de 700MW por
década, tal como se pode observar na Figura 6.
13
FIGURA 6 - EVOLUÇÃO DA POTÊNCIA ELÉCTRICA INSTALADA EM PORTUGAL ENTRE 1930-2006 [21]
Em Setembro de 2013 a potência relativa a centrais hidroeléctricas totalizava 5652MW.
Contudo é considerado nos documentos [20] e [21] que o potencial hidroeléctrico ainda não está a ser
totalmente aproveitado.
O Plano Nacional de Barragens com Elevado Potencial Hidroeléctrico (PNBEPH) criado em
2007, estabelecia como meta atingir uma capacidade instalada hidroeléctrica superior a 7000MW até
ao ano de 2020 [21]. Verifica-se que para alcançar este objectivo, falta instalar cerca de 1400MW de
potência hidroeléctrica. Os licenciamentos de potência hidroeléctrica realizados até à data indicam que
existe um total de 7067MW referentes a grande hídrica e 480MW a pequenas centrais hídricas [2]. Com
a conclusão das barragens que, neste momento, estão em construção, será alcançado o objectivo
estabelecido pelo PNBEPH.
Considerando como referência as novas barragens em construção do Baixo Sabor, Ribeiradio
Ermida, Foz Tua e Fridão, o tempo de construção de uma barragem com potência entre 80MW e
250MW pode estar compreendido entre 4 a 6 anos [22]. Contudo o tempo de construção de um
aproveitamento não depende apenas da potência a instalar, depende de várias características, tais
como, o local da instalação, a queda útil, a capacidade de armazenamento, entre outras. Mesmo
equacionando todas estas variáveis, é difícil prever o tempo de construção de um aproveitamento
hidroeléctrico de grandes dimensões, uma vez que, o seu impacto no meio ambiente, isto é, nos
ecossistemas subaquáticos, na fauna e na flora é maior [21]. Por exemplo desde o início da construção
da barragem de Foz Tua, no ano de 2011, que já se verificaram alguns protestos, mais recentemente,
foi interposta uma providência cautelar com o intuito de impedir a continuação da construção da
barragem [23]. Este tipo de protestos, imprevisíveis, podem, por vezes, atrasar os trabalhos de
construção da obra, adiando assim a entrada a serviço da central.
14
2.1.1.1. Distribuição geográfica do recurso e sazonalidade da
restituição de energia
Com vista a estudar a distribuição geográfica do recurso é necessário estudar a sua
disponibilidade espacial, isto é, quais são os rios e respectivos afluentes que existem em Portugal
continental (Anexo B).
É também importante conhecer a sazonalidade da restituição de energia do rio. Uma
característica que ajuda a conhecer essa sazonalidade é o caudal, que representa o volume de água
por segundo. Outra característica é a precipitação média anual que mede o volume de água que caiu,
em média, numa bacia hidrográfica durante um ano. Na Tabela 2 apresentam-se algumas das principais
características que caracterizam os principais rios de Portugal continental.
TABELA 2 - CARACTERIZAÇÃO DOS PRINCIPAIS RIOS DE PORTUGAL CONTINENTAL [24] E [25].
Rio Comprimento do rio
principal em Portugal
(km)
Área total da
bacia em
Portugal (km2)
Declive
médio da
bacia (%)
Caudal médio
anual (m3/s)
Precipitação
média anual
(mm)
Alviela 51,2 329 9,1 3,8 805
Arade 66,3 980 15,4 1,7 691
Ave 90,9 1 388 13,0 30,6 1 522
Cávado 122,0 1 588 18,1 70,5 1 637
Douro 330,0 18 245 9,4 903,0 908
Guadiana 270,0 12 054 6,6 90,9 597
Isna 45,5 305 15,7 - 886
Lima 67,0 1 193 16,7 63,6 1 780
Lis 39,5 850 9,6 2,7 855
Minho 79,0 1 920 19,6 294,2 1 708
Mira 123,5 1 575 10,4 2,9 668
Mondego 229,3 6 653 14,2 80,3 1 132
Nabão 61,5 1 053 9,3 11,6 967
Sado 176,0 7 734 4,0 8,7 669
Sorraia 155,0 7 730 4,5 - 688
Tejo 231,0 25 906 9,9 315,2 799
Tâmega 160,0 2 637 17,4 70,3 1 336
Vouga 143,3 3 632 10,7 32,3 1 501
Zêzere 248,0 5 062 16,4 42,0 1 089
Esta informação pode ser consultada em maior detalhe nos Anexos C e D. O Anexo C é uma
representação da precipitação média anual verificada no território de Portugal continental. No Anexo D
apresentam-se medições de várias estações hidrométricas espalhadas por Portugal continental.
15
2.1.1.1. Tipos de centrais
O recurso hídrico pode ser aproveitado de diversas formas. Para o aproveitar com vista a gerar
energia eléctrica existem dois principais tipos de centrais. As centrais a fio de água (CFA) e centrais de
albufeira (CA). Tal como já foi referido anteriormente, existe em Portugal, sensivelmente, o mesmo
valor de potência instalada quer de CFA quer de CA [9].
Ambas as centrais funcionam com o mesmo princípio, a geração de energia eléctrica decorre
da transformação de energia potencial gravítica, que uma massa de água a um diferencial de altitude
possui, em energia cinética e posteriormente em energia potencial eléctrica, através do grupo turbina-
gerador. A energia potencial gravítica que existe devido à diferença de altitude entre a massa de água
e a turbina é aproveitada desviando o curso de água através de um circuito hidráulico de adução [26].
Este circuito conduz a água para uma ou mais turbinas que estão, mecanicamente, acopladas aos
respectivos geradores, chamados grupos turbina-gerador.
A diferença entre as CFA e CA reside, fundamentalmente, na existência ou não de capacidade
de armazenamento. Nas centrais a fio de água invés de existir uma albufeira existe uma câmara de
carga que armazena uma quantidade reduzida de água. Outra diferença estrutural existe no circuito
hidráulico de adução, que nas CFA é, geralmente, constituído apenas pela conduta forçada, enquanto
nas CA esse circuito é constituído também por uma galeria. [26]
Em Portugal já se possui um elevado conhecimento e experiência com a tecnologia
hidroeléctrica, devido ao facto de as primeiras centrais hidroeléctricas (CH) em Portugal terem sido
construídas por volta de 1930. Assim sendo esta tecnologia considera-se que já atingiu o estado de
“tecnologia plenamente desenvolvida”, tanto a nível nacional como a nível internacional [27].
2.1.1.2. Centrais a Fio de Água
Uma central a fio de água é, regra geral, uma central que possui uma capacidade de
armazenamento de água muito pequena ou inexistente. É também uma central com uma potência
instalada inferior quando comparada às centrais CA. Contudo, não é nem a capacidade de
armazenamento nem a potência instalada que definem o tipo de central, mas sim a sua estrutura. Por
exemplo, se se comparar a central do Torrão no rio Tâmega que é uma CFA com a central de Touvedo
no rio Lima que é uma CA, verifica-se que a primeira possui uma potência instalada de 140MW, uma
capacidade de armazenamento de água de 58hm3 dos quais é possível armazenar o equivalente a
7GWh de energia; por outro lado a segunda possui uma potência instalada de 22MW e uma capacidade
de armazenamento de água de 7hm3 dos quais não é possível armazenar uma quantidade significativa
de energia. É possível constatar que a primeira central possui uma potência instalada e uma
capacidade de armazenamento mais elevada que a segunda, apesar da primeira ser uma CFA e a
segunda uma CA. [10] e [28]
As principais CFA que existem em Portugal e algumas das suas respectivas características
apresentam-se na Tabela 3.
16
TABELA 3 - CARACTERÍSTICAS DAS PRINCIPAIS CFA EM PORTUGAL (2012) [10] E [28]
Uma das vantagens que este tipo de central apresenta, para além de não emitir GCEE quando
produz energia eléctrica, é não existir a necessidade de deslocar populações inteiras e inundar terrenos
utilizados por esses habitantes, uma vez que, a capacidade de armazenamento que estas centrais
possuem é bastante reduzida. [29]
Este tipo de central possui duas principais desvantagens, uma vez que não possui uma grande
capacidade de armazenamento, a produção de energia por estas centrais está, fortemente, dependente
do caudal disponível no curso de água. Esta característica faz com que esta tecnologia seja
considerada, uma tecnologia não despachável, ou seja, não é possível controlar, a qualquer momento,
a energia fornecida pela central. A outra desvantagem é o número de locais que reúnem as
características necessárias para instalar este tipo de central. Certos requisitos têm que ser cumpridos
como a queda e o caudal do curso de água, de maneira a tornar o projecto economicamente viável.
[29]
2.1.1.3. Centrais de Albufeira
As CA, tal como o nome indica, são centrais que possuem uma albufeira que lhes permite
armazenar uma quantidade considerável de água. Este armazenamento possibilita a regularização do
Sistema Nome Central Nº Grupos
Turbina--Gerador
Potência Máxima
(MW)
Capacidade
Útil
(hm3) (GWh)
Lima Lindoso 2 15 - -
Douro
Internacional
Miranda 3 180 6 -
Miranda II 1 189 -
Picote 3 195 13 -
Picote II 1 245 - -
Bemposta 3 240 20 -
Bemposta II 1 191 - -
Douro Nacional
Pocinho 3 186 12 -
Valeira 3 240 13 -
Régua 3 180 12 -
Carrapatelo 3 201 16 -
Crestuma/Lever 3 117 16 -
Tâmega Torrão 2 140 58 7
Tejo
Fratel 3 132 21 -
Belver 4 35
8
-
Belver II 1 16 -
Belver III 1 30 -
17
caudal, isto é, adaptar o caudal afluente o faz com estas centrais consigam controlar a potência
fornecida à rede a cada instante, o que torna esta central uma central de tecnologia despachável.
Com esta capacidade de regularizar o seu caudal, as CA apresentam uma produção de energia
constante quando comparada com as CFA, uma vez que, a água pode ser armazenada de um dia para
o outro, de uma estação para a outra ou até de um ano para outro. Contudo isto não significa que as
CA produzem mais energia que as CFA, na realidade depende do volume de precipitação ocorrida
durante o ano, uma vez que, a nível nacional, as CFA e as CA têm, aproximadamente, a mesma
potência instalada [9] é possível fazer essa comparação. Até ao mês de Setembro de 2013 o índice de
produtibilidade hidroeléctrica (IPH), que permite quantificar o desvio do valor total de energia produzida
através de CH num determinado período, em relação à que se produziria se ocorresse num regime
hidrológico médio, foi de 1,23 enquanto em 2012 este índice teve o valor de 0,35 [9]. No ano de 2012,
em que a produção nas CH esteve abaixo do que é a produção média, as CFA produziram mais energia
por unidade de potência instalada que as CA [29], até setembro de 2013 verificou-se, justamente, a
mesma situação [9]. Esta diferença de produção deve-se à capacidade que as CA têm de armazenar
água entre grandes períodos de tempo, não turbinando toda a energia afluente, o que torna possível
atenuar os efeitos que períodos em que se verifica reduzida afluência de água para os aproveitamentos
têm na produção de energia da central. Também se verifica que as CA têm que efectuar, regularmente,
descarregamentos ecológicos, necessários para manter o habitat do qual os organismos aquáticos
dependem [31]. Esses descarregamentos de pequenos volumes de água são feitos por uma turbina
secundária, uma vez que não é eficiente fazê-lo por uma turbina de elevada potência.
Na Tabela 4 encontram-se descritas as CA mais relevantes em Portugal e as suas principais
características.
18
TABELA 4 - CARACTERÍSTICAS DAS PRINCIPAIS CA EM PORTUGAL (2012) [10] E [28]
É de realçar que a central que possui maior potência máxima instalada é a de Alto Lindoso, a
que possui maior capacidade de armazenamento energético é a de Alto Rabagão e a que possui maior
capacidade de armazenamento de volume de água é a do Alqueva.
Outro parâmetro que caracteriza um aproveitamento hidroeléctrico é o escoamento observado.
Uma vez que os valores de escoamento anual são referentes a um ano hidrológico, que por definição
se inicia no mês de Outubro, altura em que as reservas hídricas atingem o seu mínimo, e a produção
eléctrica anual é contabilizada desde o mês de Janeiro, foi necessário converter os valores do
escoamento de maneira a corresponderem ao período de um ano civil. Na tabela seguinte apresentam-
se os valores de escoamento anual acumulado, no caso do rio Cávado não foi possível obter valores
deste parâmetro, uma vez que, a única estação hidrológica (Barcelos 04F/02H) que efectuava essa
medição ficou inactiva a Junho de 2002 e assim considera-se o valor de escoamento anual médio. [32]
Sistema Nome Central Sigla Nº Grupos Turbina-
Gerador
Potência Máxima
[MW]
Potência máxima
reversível
(bombagem)
[MW]
Capacidade Útil
[hm3] [GWh]
Lima Alto Lindoso CAL 2 630 - 348 225
Távora Vilar Tabuaço CTC 2 58 - 95 116
Cávado
Paradela - 1 54 - 158 223
Alto Rabagão CAR 2 68 68 550 973
Venda Nova CVN 3+1 144 - 250 360
Frades CFD 2 191 191
Salamonde CSD 2 42 - 55 27
Canicada CCD 2 62 - 144 32
Homem Vilarinho
Furnas CVF 2 125
78,6 70 138
Mondego Aguieira CAG 3 336 336 216 39
Raiva CVR 2 24 - 13 -
Zêzere
Cabril CCR 2 108 - 615 339
Bouçã CBC 2 44 - 8 5
Castelo do
Bode CCB 3 159 - 903 160
Ocreza Pracana CPC 2+1 41 - 96 10
Guadiana Alqueva CAV 2+2 485 214+220 3 150 442
Total 2 539 1 108 6 671 3 089
19
TABELA 5 - ESCOAMENTO ANUAL ACUMULADO DOS PRINCIPAIS SISTEMAS HIDROLÓGICOS NOS QUAIS
EXISTEM CA [25]
Estação Hidrográfica
Ano Alto
Lindoso
Foz do rio
Cávado Aguieira
Açude Ponte
Coimbra Cabril Alqueva
2003 1 336
2 125
2 562 3 612 2 020 1 823
2004 798 824 1 200 640 1 355
2005 509 217 570 454 370
2006 1 310 1 592 2 652 1 903 1 475
2007 489 770 1 264 598 700
2008 632 692 875 487 380
2009 1 344 894 1 724 892 875
2010 1 948 1 830 3 105 2 086 7 822
2011 1 020 1 064 1 162 1 404 2 553
2012 (média)
912 1 161 1 796 963 1 928
As vantagens que estas centrais apresentam, tal como já foi referido anteriormente, é a
capacidade de armazenamento de água, que faz com que seja possível armazenar água de um período
para outro, por exemplo, armazenar o volume afluente nas horas de vazio para posterior turbinamento
nas horas de ponta. Outra característica que faz com que esta tecnologia seja muito importante para o
normal funcionamento do sistema eléctrico é o tempo que estas centrais demoram a passar do estado
em que não estão a fornecer qualquer potência à rede ao estado em que estão a fornecer a potência
máxima, este tempo ronda as dezenas de segundos. Esta característica faz com que estas centrais
possam ser utilizadas como centrais de base, intermédias e de ponta.
Uma das desvantagens que este tipo de central apresenta é o evacuamento necessário das
zonas que serão inundadas, uma vez que é muito comum existirem aglomerados populacionais junto
a cursos de água potável. A vegetação que se encontrava nas áreas inundadas entra em decomposição
e quantidades significativas de metano são emitidas. Ao existir uma albufeira e ao forçar a água através
de grupos turbina-gerador, o caudal a jusante é significativamente diminuído, este abrandamento da
água faz com que esta seja aquecida mais facilmente. Este aumento de temperatura média da água é
altamente prejudicial para a fauna e a flora a jusante do curso de água. [33]
2.1.1.4. Custos
Em termos económicos, o custo de construção de uma CH varia, fortemente, com as
características do local. Essas características vão influenciar a escolha da potência a instalar. Numa
fase de anteprojecto é possível utilizar a seguinte equação para estimar qual a potência eléctrica
nominal a instalar. [8]
20
𝑷𝑵 = 𝜸. 𝑸𝑵. 𝑯𝒃. 𝜼𝒄 (2)
𝑃𝑁 representa a potência eléctrica nominal a instalar, em W;
𝛾 representa o peso volúmico da água, 9810N/m3;
𝑄𝑁 representa o caudal nominal, em m3/s;
𝐻𝑏 representa a altura da queda bruta, em m;
𝜂𝑐 representa o rendimento global de todo o aproveitamento hidroeléctrico.
O valor que se atribui ao rendimento global do sistema é o produto dos rendimentos do circuito
hidráulico, da turbina, do gerador, do transformador e gasto energético com outros equipamentos
auxiliares e outras perdas. Pode-se tomar o valor de 81,6%, uma vez neste estudo, apenas são
considerados aproveitamentos de grande dimensão (PN>30MW). Pode-se então reescrever a equação
anterior. [8]
𝑷𝑵 = 𝒌. 𝑸𝑵. 𝑯𝒃 (3)
𝑃𝑁 representa a potência eléctrica nominal a instalar, em kW;
𝑘 é a constante que representa o produto entre 𝛾 e 𝜂𝑐, para pequenos aproveitamentos
vale, aproximadamente, 7. Para grandes aproveitamentos vale, aproximadamente, 8;
𝑄𝑁 representa o caudal nominal, em m3/s;
𝐻𝑏 representa a altura da queda bruta, em m;
Utilizando a expressão acima descrita é possível obter uma aproximação do valor da potência
eléctrica nominal a instalar, conseguindo-se assim perceber qual o equipamento que mais se aproxima
desse valor de potência.
Recorrendo aos valores da Tabela 6 e ao valor da potência a instalar, estimado anteriormente,
é possível fazer-se uma estimativa dos custos de construção da central, este custo engloba os custos
de construção civil, do grupo turbina-gerador, entre outros.
TABELA 6 - INVESTIMENTO UNITÁRIO EM CENTRAIS MINI-HÍDRICAS (FINAL DE 2002) [9]
Investimento Unitário (€/kW)
Potência Mínimo Máximo Médio
1MW – 10MW 600 2 000 1 300
500kW – 1MW 1 300 4 500 2 900
100kW – 500kW 1 500 6 000 3 750
<100kW 1 500 6 000 3 750
21
Como se pode verificar, os intervalos de potência apresentados na tabela anterior representam
apenas aproveitamentos denominados como centrais mini-hídricas. Os valores apresentados para o
investimento unitário não são absolutos, visto que os custos de construção de cada central depende,
fortemente, das condições que cada local apresenta. Contudo é possível verificar que existe uma
tendência, o investimento unitário é tanto maior quanto menor for a potência a instalar.
Para aproveitamentos de maior dimensão o investimento unitário é apresentado na Tabela 7.
Estes valores representam custos estimados para projectos de duas empresas diferentes, os quatro
primeiros projectos estão a cargo da EDP e o último projecto está a cargo de uma empresa distinta.
TABELA 7 - INVESTIMENTO UNITÁRIO DE NOVOS APROVEITAMENTOS HIDROELÉCTRICOS [34] E [35]
Nome da central Potência (MW) Investimento Unitário (€/kW)
Ribeiradio Ermida 81 2 633
Baixo Sabor 172 3 635
Fridão 238 1 277
Foz Tua 252/B 1 468
Complexo Hidroelétrico do Alto Tâmega 1 100 1 455
Como se pode verificar pela Tabela 7, a tendência dos custos diminuírem à medida que a
potência a instalar aumenta mantem-se. Quando os grupos turbina-gerador são dotados de
reversibilidade os custos de investimento são, naturalmente, mais elevados.
Na tabela seguinte apresentam-se características e custos de investimento de centrais que
sofreram, recentemente, reforços de potência.
TABELA 8 - INVESTIMENTO UNITÁRIO DE REFORÇOS DE POTÊNCIA EM APROVEITAMENTOS JÁ
EXISTENTES [34]
Nome da central Potência a instalar (MW) Reversível Investimento unitário (€/kW)
Bemposta II 191 Não 691 (2008)
Salamonde II 207 Sim 942-990
Picote II 240 Não 569 (2008)
Alqueva II 260 Sim 615 (2007)
Paradela II 318 Sim 833-865 (2008)
Venda Nova III 746 Sim 432 (2013)
Os valores apresentados na Tabela 8 mostram que os custos de investimento em reforços de
potência são menores do que os custos de construção de novas centrais, isto deve-se ao facto de num
reforço de potência não ser necessário construir uma nova albufeira, usando a já existente, apenas é
necessário criar um novo circuito hidráulico e adquirir uma novo grupo turbina-gerador.
Com os valores da Tabela 6, Tabela 7 e Tabela 8 será possível estudar os custos de produção
das CH.
22
2.1.2. Recurso Eólico
O movimento de massas de ar, o vento, tem origem em diferenças de pressão que são
provocadas devido à não uniformidade de aquecimento da atmosfera pela radiação solar. O facto de o
planeta ser, aproximadamente, esférico faz com que as radiações solares atinjam as zonas equatoriais
com um ângulo de incidência menos acentuado que nos polos, assim a quantidade de energia incidente
por unidade de área é superior. O facto de os polos serem constituídos, maioritariamente, por gelo e
neve faz com que uma parte da energia incidente seja reflectida, isto contribui igualmente para os polos
receberem uma menor quantidade de radiação solar quando comparados com as zonas equatoriais.
[36]
A energia cinética do vento é aproveitada desde a antiguidade, esta energia é convertida em
energia mecânica e as suas principais utilizações eram a moagem de grãos, a bombagem de água e
deslocação de embarcações. Na europa os moinhos surgiram durante a idade média, os primeiros
registos indicam que esta tecnologia começou a ser usada em Inglaterra no século XI ou XII. Mais
tarde, no século XV, surgem relatos, vindos da Holanda, da utilização de moinhos de vento para a
drenagem de áreas inundadas do delta do rio Reno [37].
Mais recentemente, tem-se vindo a utilizar a energia cinética do vento para gerar energia
eléctrica. Este feito foi primeiramente conseguido pelo escocês James Blyth que em 1887 iluminou o
seu jardim utilizando a sua criação como gerador eléctrico. Somente mais tarde o seu trabalho foi
reconhecido e em 1895 uma versão melhorada do seu trabalho foi utilizada para fornecer energia a um
centro médico. [38]
Contudo foram precisos largos anos até ao desenvolvimento e proliferação desta tecnologia,
com os progressos verificados nas tecnologias que utilizam combustíveis fósseis os projectos pioneiros,
que convertiam a energia do vento em energia eléctrica, foram sendo abandonados. O interesse
renasceu após as duas guerras mundiais, quando a carência de combustíveis fósseis levou à
consciencialização da dependência destes recursos. Mas esse interesse desvaneceu, devido à
diferença de custos de produção de energia eléctrica entre as duas tecnologias. Foram necessários
dois choques petrolíferos na década de 1970, causando grandes flutuações nos preços e na
capacidade de abastecimento de combustíveis, para se voltar a desenvolver a tecnologia dos geradores
eólicos. Quando o dinamarquês Johannes Juul construiu o moinho de Gedser com uma potência de
200kW tornou-se o equipamento com maior potência instalada deste tipo. O desenho desta máquina
de Gedser, que possuía três pás, é bastante próximo dos actuais aerogeradores. Foi este desenho que
na década de 1970, a pedido da agência norte-americana NASA, sofreu algumas alterações e constituiu
a base do programa norte-americano para construção de turbinas eólicas de grande dimensão. [39]
Hoje em dia as maiores empresas produtoras de aerogeradores no mundo são, por ordem
decrescente de dimensão, Vestas Wind Systems (Dinamarca), Enercon (Alemanha), NEG Micon
(Dinamarca) e Gamesa (Espanha).
23
A evolução da potência eólica instalada em Portugal pode ser observada na Figura 1,
verificando-se um acréscimo acentuado a partir do ano de 2003 até o ano de 2011.
Para se obter uma ideia mais clara do nível de penetração das centrais eólicas num sistema
de energia eléctrica é usual calcular o nível de penetração mínimo e máximo. O mínimo deste nível é
calculado através do quociente entre o total de potência eólica instalada pelo valor máximo de consumo
de energia eléctrica num ano. O máximo é calculado através do quociente entre o total de potência
eólica instalada pelo valor mínimo de consumo de energia eléctrica no mesmo ano. Os 3 países da EU
que possuem o valor mais elevado para estes níveis são Portugal, Espanha e Dinamarca. Estes valores
podem ser observados na Tabela 9.
TABELA 9 - NÍVEL DE PENETRAÇÃO DE CENTRAIS EÓLICAS PARA O ANO DE 2012
País
Total de
potência eólica
instalada (MW)
Máximo de
consumo
(MW)
Mínimo de
consumo
(MW)
Penetração
mínima (%)
Penetração
máxima (%)
Portugal 4 194 [1] 8 530 [40] 3 350 [40] 49,2 125,2
Espanha 22 796 [41] 43 198 [42] 17 684 [42] 52,8 128,9
Dinamarca 4 162 [41] 14 304 [43] 1 988 [43] 29,1 209,4
A tecnologia eólica em Portugal tem uma grande importância devido à quantidade de potência
instalada, mas uma vez que os aerogeradores não são construídos no nosso país, não existe qualquer
experiência na sua construção. Sendo que esta tecnologia foi a que mais viu a sua potência instalada
aumentar no mundo inteiro na última década, considera-se, actualmente, como uma “tecnologia
plenamente desenvolvida” [27].
2.1.2.1. Distribuição geográfica do recurso
Os aerogeradores funcionam convertendo a energia cinética do vento em energia mecânica e
posteriormente em energia eléctrica, através do gerador. Para estudarmos a distribuição geográfica do
recurso eólico é necessário saber como medir o potencial eólico para a produção de energia eléctrica
e para estudar esse potencial é necessário equipamento diferente do usado até hoje em estações
meteorológicas, que medem a velocidade do vento ao nível do solo.
É necessário medir a velocidade média anual a uma altura considerável, contudo é
economicamente impossível obter essas medições em todo o território, invés disso utiliza-se um finito
número de estações e em seguida utiliza-se um modelo numérico, capaz de discretizar a evolução
espacial e temporal das grandezas meteorológicas para áreas consideráveis, com elevada resolução
espacial (1×1km). No estudo efectuado por P. Costa et al [44] foram utilizadas quatro estações
anemométricas de referência e de longo termo do Laboratório Nacional de Energia e Geologia (anterior
24
Instituto Nacional de Engenharia, Tecnologia e Inovação), situadas em locais propícios à geração de
fenómenos de concentração do vento. Desse estudo resultaram, entre outras, as seguintes figuras.
FIGURA 7 - DISTRIBUIÇÃO ESPACIAL (3X3KM) DA (A) VELOCIDADE MÉDIA ESTIMADA, A 80M DE
ALTITUTE, E DA (B) DENSIDADE ENERGÉTICA MÉDIA, A 80M DE ALTITUTE, EM PORTUGAL CONTINENTAL
[44]
Ao observar a Figura 7 é possível constatar que Portugal continental possuí uma velocidade
média do vento, a 80m de altitude, compreendida entre os 3,5m/s e os 8,5m/s. O fluxo de potência, a
80m, está compreendido entre 75W/m2 e 675W/m2.
Para realizar uma boa caracterização do potencial eólico é fundamental conhecer qual a
energia disponível no vento. Tal como já foi referido, essa energia é a energia cinética e a sua
expressão é a representada na equação (4). A equação (5) é obtida utilizando a expressão da
densidade, que diz que a densidade é igual ao quociente entre o produto da massa com o volume e
substituindo o valor da massa. Com ajuda das equações (4) e (5) e da Figura 8 é possível compreender
como calcular a energia disponível no vento.
(a) (b)
25
FIGURA 8 - AEROGERADOR DE EIXO HORIZONTAL E RESPECTIVOS PARÂMETROS DE CÁLCULO DA
ENERGIA CINÉTICA
𝑬𝒄 =𝟏
𝟐. 𝒎. 𝒗𝟐 (4)
𝑬𝒄 =𝟏
𝟐(𝝆. 𝑨. 𝒙). 𝒗𝟐 (5)
𝐸𝑐 é a energia cinética disponível no vento, em J;
𝑚 é a massa de ar que atravessa a turbina eólica em kg;
𝑣 é a velocidade da massa de ar que se desloca perpendicularmente à turbina eólica,
em m/s;
𝜌 é a densidade do ar, em kg/m3;
𝐴 é a área que as pás da turbina definem, o círculo com raio igual ao comprimento das
pás, em m2;
𝑥 é a espessura do volume de ar.
Outro bom indicador para a caracterização do potencial eólico de um local é a distribuição
espacial do número de horas anuais de funcionamento à potência nominal (NEPS). Esta informação
também se encontra no estudo de P. Costa et al. [44].
𝑥
𝐴 𝜌 𝑣
26
FIGURA 9 - NÚMERO DE HORAS DE FUNCIONAMENTO EQUIVALENTE À POTÊNCIA NOMINAL (NEPS) PARA
UMA TURBINA DE 2MW EM PORTUGAL CONTINENTAL [44]
Esta figura é ainda mais relevante se recordarmos que em 2013, a média de potência de cada
aerogerador instalado em Portugal é de 1,8MW [2]. Para além disso, se se contabilizar o número de
aerogeradores por potência nominal (Figura 10) verificamos que a esmagadora maioria (64%) dos
aerogeradores existentes em Portugal continental têm uma potência nominal de 2MW, o que reforça a
importância da Figura 9.
FIGURA 10 - NÚMERO DE AEROGERADORES EM POTUGAL CONTINENTAL, POR POTÊNCIA INSTALADA,
EM 2012 [45]
27
Para além destes indicadores é também necessário contemplar a distância do projecto à rede
eléctrica. Essa distância pode inviabilizar economicamente um projecto e assim apresenta-se no Anexo
I a sobreposição da rede eléctrica nacional com o mapa representativo do NEPS.
2.1.2.2. Variância com dispersão geográfica do recurso
Tal como é possível verificar pela Figura 7 e Figura 9, a distribuição do recurso eólico em
Portugal continental não é uniforme. Isto deve-se ao facto de Portugal apresentar um terreno,
igualmente, não uniforme. Estas figuras resultaram de modelos que tiveram em conta obstáculos
verticais naturais e obstáculos criados pelo homem, isto é, tiveram em conta a orografia do território.
[44]
Com vista a estudar a variância com dispersão geográfica do recurso eólico, fez-se um estudo
estatístico que utilizou uma amostra de 10 aerogeradores da região de Torres Vedras.
Os dados recolhidos são relativos às potências fornecidas pelos aerogeradores medidas num
intervalo de 15 em 15min. Uma vez que não é possível obter com detalhe a frequência de ocorrência
da velocidade do vento, apesar de se poder aproximar a função de velocidade do vento-potência de
um aerogerador por uma recta, existem classes de velocidade do vento que não é possível determinar
conhecendo somente a potência gerada pelo aerogerador. Essas classes de vento são as classes
inferiores à velocidade mínima necessária para gerar energia e as classes de vento superiores à
velocidade máxima do aerogerador.
Assim sendo o estudo efectuado consistiu em normalizar todos os valores de potência
recolhidos à potência nominal de cada aerogerador, uma vez que, os dados recolhidos são referentes
a diferentes modelos de aerogerador. Em seguida foi calculada a média de cada um dos conjuntos de
dados e com o intuito de medir a correlação linear entre cada uma das amostras foram calculados os
coeficientes de correlação de Pearson através da seguinte expressão:
Os resultados obtidos apresentam-se na seguinte tabela:
TABELA 10 - COEFICIENTES DE CORRELAÇÃO DE PEARSON PARA 10 AEROGERADORES r 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10
1 1 0,27 0,15 0,69 0,71 0,86 0,81 0,64 0,80 0,75
2 0,27 1 0,62 0,26 0,27 0,37 0,35 0,44 0,29 0,34
3 0,15 0,62 1 0,16 0,20 0,24 0,24 0,40 0,16 0,22
4 0,69 0,26 0,16 1 0,90 0,72 0,70 0,62 0,86 0,79
5 0,71 0,27 0,20 0,9 1 0,75 0,77 0,74 0,88 0,83
6 0,86 0,37 0,24 0,72 0,76 1 0,90 0,80 0,80 0,87
7 0,81 0,35 0,24 0,70 0,77 0,90 1 0,81 0,80 0,87
8 0,64 0,44 0,41 0,62 0,74 0,79 0,81 1 0,71 0,79
9 0,80 0,29 0,16 0,86 0,88 0,80 0,80 0,71 1 0,82
10 0,75 0,34 0,22 0,79 0,83 0,87 0,87 0,79 0,82 1
(6)
28
2.1.2.3. Estrutura de Aerogerador
Todos os aerogeradores descritos e contabilizados anteriormente correspondem a
aerogeradores do tipo eixo horizontal. O modelo mais comum em Portugal é o modelo E-82 da empresa
ENERCON, que representa 33% de todas as turbinas eólicas existentes em Portugal, no ano de 2012
[45]. Como se pode observar pela Figura 11, os principais constituintes da turbina são a torre, a cabine
e o rotor.
FIGURA 11 - ESQUEMA DE TURBINA EÓLICA DE EIXO HORIZONTAL [46]
A turbina apresentada na figura anterior é uma turbina de eixo horizontal, isto é, a massa de ar
atravessa a turbina num plano paralelo ao eixo de rotação das pás da turbina. Para além dessa
característica é também uma turbina que não possui uma caixa de velocidades (Direct-Drive). Uma
vantagem inerente a este tipo de sistema é a diminuição de perdas por fricção, uma vez que, não existe
um veio a ligar mecanicamente o rotor à caixa de velocidades (CV) e ao gerador. É por isso que neste
tipo de gerador as perdas por fricção ocorrem, maioritariamente, nos rolamentos do rotor. Outra
vantagem é que este tipo de gerador opera a velocidades inferiores em relação às turbinas que usam
CV, 6 - 18 rpm [46] e 9.0 - 19.0 rpm [47], respectivamente. A menor velocidade de rotação faz com que
os rolamentos sobre os quais o rotor roda sofram menor desgaste, prolongando assim o seu tempo de
vida útil [48]. A não existência de uma CV significa também menores custos de manutenção, uma vez
que, este equipamento é mais propício a falhas. Contudo as turbinas com CV possuem menores perdas
nos enrolamentos (perdas por efeito de Joule) e menores perdas no conversor electrónico. [49]
Existem três principais tipos de máquinas utilizadas em turbinas eólicas, as máquinas síncronas
de velocidade variável, as máquinas de indução com rotor em gaiola e as máquinas de indução
duplamente alimentadas (MIDA).
Para sistemas que se pretende que a exploração seja feita a velocidade, aproximadamente,
constante é comum a utilização de geradores de indução, devido à simplicidade, robustez e baixo custo.
Ao existir um escorregamento entre a velocidade de rotação e a velocidade de sincronismo, é possível
acomodar alguma turbulência do vento. A maior desvantagem de utilizar o gerador de indução é o facto
de este trocar energia reactiva com a rede e assim necessita de equipamento adicional para corrigir o
1 - cabine 2 - mecanismo de orientação direcional 3 - gerador 4 - encaixe de pás 5 - cubo do rotor 6 - pás do rotor 7 - torre 8 - controlador 9 - anemómetro
29
factor de potência (baterias de condensadores). Por outro lado o funcionamento síncrono não deixa
margem para acomodar a turbulência existente no vento, tornando a operação dos geradores síncronos
mais rígida quando comparada com os geradores de indução. [8]
Actualmente os produtores de energia eólica têm vindo a utilizar sistemas de conversão de
energia que funcionam a velocidade variável que usam geradores de indução e estão ligados a uma
rede de frequência constante (Variable Speed Constant Frequency). Estes sistemas, ao possuírem um
conversor que permite o controlo do escorregamento, conseguem aproveitar melhor a energia do vento
e transferir mais energia para a rede quando comparados com os sistemas que funcionam a velocidade,
aproximadamente, constante (Constant Speed Constant Frequency). [8]
2.1.2.4. Custos
Tendo em conta os resultados do estudo realizado por H. Polinder et al. [49], onde se
compararam as características de 5 tipos de geradores diferentes, MSVV com excitação separada
(direct-drive electrically-excited synchronous generator, DDSM), MSVV de ímanes permanentes (direct-
drive permanent-magnet synchronous generator, DDPM), máquina síncrona de ímanes permanentes
com uma CV de uma única velocidade (permanent-magnet synchronous generator with single-stage
gearbox, GPM), MIDA com uma CV de uma única velocidade (doubly-fed induction generator with
single-stage gearbox, GDFIG) e MIDA com uma CV de três velocidades (doubly-fed induction generator
with three-stage gearbox as currently used, DFIG) é possível fazer uma comparação dos custos de
cada tipo de turbina eólica. Na Tabela 11 apresentam-se os resultados obtidos para cinco diferentes
geradores, todos com 3MW de potência. A tabela completa e os parâmetros utilizados na simulação
podem ser consultados no Anexo F.
TABELA 11 - CUSTOS E PERDAS DE DIFERENTES TIPOS DE TURBINAS EÓLICAS [49]
30
2.1.3. Recurso Solar
As fontes primárias de energia do nosso planeta são de natureza externa e interna. A energia
interna provém do decaimento radioactivo de elementos como urânio ou tório. A fonte de energia
externa é o sol cuja energia irradiada é essencial para a vida no planeta terra, ela está presente em
variadíssimas formas. A energia eólica provém indirectamente da irradiância solar, que cria diferenças
de temperatura à superfície da terra e cria assim movimentos de massas de ar. A energia cinética que
os cursos de água possuem também se deve a esta irradiância, o ciclo hidrológico começa com a
evaporação da água nos oceanos e outros corpos de água, em seguida esse vapor de água é
transportado pelo vento, dá-se a condensação do vapor de água este cai na terra ou no mar na forma
de água e por fim ocorre a última fase do ciclo, o escoamento pela terra.
A média da soma da irradiância solar que incide no planeta terra, a cada hora, vale,
aproximadamente, 340 W/m2 [50]. Se se tiver em conta que a superfície da terra vale cerca de 5,10x108
km2 a energia total que chega ao nosso planeta vinda do sol, a cada hora, vale 1,73x105TWh. Para se
ter um termo de comparação, e considerando que em 2010 o consumo energético mundial foi de
524x1015Btu (1,54×105TWh) [51], o nosso planeta recebe, numa hora, uma quantidade de energia
maior que a energia total utilizada mundialmente durante um ano. Contudo esta energia não
corresponde à totalidade da energia incidente na superfície do planeta, apenas 48% desta energia não
é reflectida ou absorvida pela atmosfera [50]. Estes valores utilizados não são definitivos, uma vez que,
esta ainda é uma área em investigação e desenvolvimento científico, é portanto normal que existam
diferentes valores para o total da irradiância solar e também para a percentagem de potência solar
incidente na superfície terrestre, sendo que estes valores representam apenas uma estimativa.
As primeiras evidências do uso deste recurso remontam ao século VII A.C. em que se usavam
lupas para fazer fogueiras, método também utilizado pelos romanos e gregos no século III A.C.. O feito
mais documentado é talvez o do grego Arquimedes de Siracusa, que no ano de 212 A.C. criou uma
estrutura feita com escudos de bronze, que concentrava a energia solar num ponto de dimensões
reduzidas elevando esse ponto a temperaturas bastante altas. Esta estrutura foi utilizada para queimar
navios de madeira romanos.
A partir do século I D.C. as únicas utilizações conhecidas da energia solar revelaram-se
exclusivamente no aquecimento e iluminação de edifícios, construindo-os com uma orientação que
proporcionaria uma maior exposição solar nos meses frios. A invenção da máquina de stirling no ano
de 1816 por Robert Stirling foi um passo fundamental na criação do primeiro equipamento de
concentração solar, um dos tipos de central actualmente denominada de Concentrated Solar Power
(CSP). Em 1839 o cientista francês Edmond Becquerel descobre o efeito fotovoltaico (FV) e inicia-se
assim o desenvolvimento da tecnologia fotovoltaica. No entanto foi no século XX que tanto a tecnologia
CSP como a fotovoltaica sofreram grandes avanços, no ano de 1905 Albert Einstein publicou o seu
artigo relativo ao efeito fotovoltaico. Somente em 1947 surge, oficialmente, a tecnologia fotovoltaica
com a primeira célula fotovoltaica de silício criada por Daryl Chapin, Calvin Fuller e Gerald Pearson,
31
com um rendimento de apenas 4%. A partir desse ano foram-se desenvolvendo novas células com
rendimentos cada vez maiores, o elevado investimento nesta tecnologia deveu-se também à
necessidade de alimentar os sistemas de comunicação de satélites sem a utilização de baterias de
grande porte. Para isso em 1958 foram incorporados em satélites módulos FV de silício dopado com
camadas n e p, inventados por T. Mandelkorn que resistiam melhor à radiação que os satélites estão
sujeitos no espaço. Em 1969 é construído o forno de fundição solar de Odeillo, em França, que utiliza
um espelho parabólico com uma altura de 8 andares. Na década seguinte Elliot Berman com a ajuda
da empresa Exxon Corporation cria uma célula FV significativamente mais barata, diminuindo o seu
custo de 100 USD/W para 20 USD/W. A partir desta data as aplicações da tecnologia fotovoltaica foram-
se multiplicando, inicialmente a aplicação mais vantajosa era a electrificação de localizações remotas
de impossível acesso à rede eléctrica, como por exemplo, aldeias isoladas, faróis, plataformas
petrolíferas offshore, painéis informativos rodoviários, entre muitas outras. [52]
Chama-se a um conjunto de células FV ligadas física e electricamente num invólucro selado,
um módulo FV. A um conjunto de módulos ligados electricamente e montados numa estrutura de apoio,
um painel FV.
Para quantificar o desempenho de um painel FV, não basta saber qual a irradiância incidente,
a sua área e a sua potência de pico.
O rendimento de um painel FV, nas condições de referência (STC), pode ser calculado
utilizando a equação 7. [8]
𝜼𝒓 =𝑷𝒑
𝑨.𝑮𝒓 (7)
𝑃𝑝 representa a potência-pico, potência máxima DC nas condições de referência, em
Wp ;
𝐴 representa a área receptora do painel FV, em m2 ;
𝐺𝑟 representa a irradiância incidente, em W/m2 .
Nas condições de referência, STC, considera-se 𝐺𝑟 igual a 1000 W/m2 e a temperatura da
célula 𝜃𝑐𝑟 igual a 25ºC.
O índice de energia AC representa o número de horas que um gerador FV teria de funcionar à
potência-pico para produzir a mesma energia AC que produziu num determinado período. Este índice
também pode ser denominado de utilização anual da potência-pico e pode ser calculado utilizando a
equação 8. [8]
𝒀𝑭 =𝑬𝑨𝑪
𝑷𝒑 (8)
𝐸𝐴𝐶 representa a energia eléctrica AC entregue à rede.
O índice de desempenho representa a razão entre a energia AC entregue à rede e a energia
que seria produzida, se o gerador FV funcionasse com rendimento constante e igual ao das condições
32
de referência e não houvesse perdas nos equipamentos de interface com a rede. Para calcular este
índice utiliza-se a equação 9. [8]
𝑷𝑹 =𝒀𝑭𝑯𝒊𝑮𝒓
=𝑬𝑨𝑪
(𝑯𝒊𝑮𝒓).(𝜼𝒓.𝑨.𝑮𝒓)
=𝑬𝑨𝑪
𝑯𝒊.𝜼𝒓.𝑨 (9)
𝐻𝑖 representa a irradiância solar ou a energia solar incidente por unidade de área, em
kWh/m2.
Actualmente as principais tecnologias utilizadas mundialmente para a conversão de energia
solar em energia eléctrica são duas, células fotovoltaicas e CSP. No final de 2012 a potência instalada
total, a nível mundial, de centrais que usam tecnologia solar FV era de 100 GWp, como se pode
observar pela Figura 5. Por outro lado a tecnologia CSP tinha apenas 2,55 GW de potência instalada
mundialmente, contudo esta tecnologia é considerada uma tecnologia emergente, uma vez que, o seu
crescimento médio anual é de 60% desde a construção da primeira central.
Em Portugal existe apenas a tecnologia solar FV para a produção de electricidade, a evolução
do total da potência instalada pode ser observado na Tabela 12.
TABELA 12 - EVOLUÇÃO DA POTÊNCIA SOLAR FV TOTAL INSTALADA EM PORTUGAL ENTRE 2005 E
JUNHO DE 2013
Ano 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 Junho
2013
Potência
Instalada
(MW)
2,9 3,4 14,5 58,5 104,1 122,9 157,7 225,5 243,4
2.1.3.1. Distribuição geográfica do recurso
Em termos europeus, os países que possuem um elevado potencial solar são Chipre, Grécia,
Itália, Malta, Portugal, Espanha e a Turquia. A distribuição geográfica da irradiância solar anual e do
NEPS da Europa pode ser consultada no Anexo G. A distribuição geográfica destas grandezas em
Portugal pode ser observada com maior pormenor na Figura 12.
Como era de esperar as regiões que possuem o potencial solar mais elevado são as regiões
mais a sul, o Alentejo e o Algarve. Contudo o restante território português possui um potencial solar
acima da média europeia.
33
FIGURA 12 - DISTRIBUIÇÃO GEOGRÁFICA DA SOMA DA IRRADIÂNCIA SOLAR ANUAL E DO NEPS PARA
UM SISTEMA DE 1KWP COM ÍNDICE DE DESEMPENHO DE 0.75 E ÂNGULO ÓPTIMO [53] E [54]
De maneira a perceber qual a distância entre a rede eléctrica nacional e uma localização com
um bom potencial solar, sobrepôs-se a figura anterior com o mapa da rede eléctrica nacional. A figura
resultante encontra-se no Anexo J.
2.1.3.2. Painéis fotovoltaicos
Existem diversas tecnologias fotovoltaicas, as tecnologias de 1ª geração, compostas por
células de silício cristalino são, actualmente, as mais comuns com uma quota de mercado de, cerca
de, 80% [55]. Existem também tecnologias mais recentes, como tecnologias de alto rendimento, que
invés de utilizarem silício no fabrico das células FV utilizam outros elementos semicondutores. O
rendimento desta tecnologia é superior que o das células de tecnologia de 1ª geração, contudo o custo
de produção é também superior, de tal maneira que torna esta tecnologia economicamente inviável.
Outro tipo de tecnologia é a de concentração, que usa um sistema óptico que concentra a radiação
34
solar em células fotovoltaicas. As tecnologias que conseguem competir com o custo de produção da
tecnologia mais utilizada hoje em dia são as tecnologias de 2ª geração, de filmes finos. Estas
tecnologias utilizam novos materiais que são melhores absorvedores de luz o que faz com que a
espessura das células seja menor reduzindo assim os custos de produção. [8]
Uma vez que a tecnologia mais utilizada mundialmente é a tecnologia de 1ª geração, de silício
cristalino, é importante conhecer o processo de funcionamento desta célula. As células fotovoltaicas de
silício são constituídas por camadas de um material semicondutor, habitualmente dióxido de silício
dopadas de fósforo, região do tipo n, e boro, região do tipo p, que ao serem atingidas por fotões de luz,
vêem os seus electrões serem excitados. Caso a energia com que esses electrões na banda de
valência são atingidos seja suficiente, estes electrões movem-se para a banda de condução. Das duas
camadas constituintes da célula, uma possui um excesso de cargas positivas e outra de negativas, na
zona onde os dois materiais entram em contacto, junção p-n, surge um campo eléctrico que acelera os
electrões, que se moveram para a banda de valência, para o terminal negativo. Ao ligar os terminais a
um circuito que alimenta uma carga torna-se possível a circulação de uma corrente eléctrica DC.
Normalmente cada célula gera potência elétrica DC da ordem de 1,5 W, com uma tensão de 0,5 V e
uma corrente de 3 A. Para ser possível ligar módulos FV à rede de energia eléctrica são necessários
equipamentos de regulação e interface, mais especificamente, o seguidor de potência máxima,
Maximum Power Point Tracker (MPPT) o inversor e o transformador. O seguidor de potência máxima,
regula a tensão de saída do módulo FV, ou a tensão de entrada do inversor, impondo automaticamente
a corrente, que depende da tensão de acordo com a curva I-V característica do módulo fornecida pelo
fabricante. Uma vez que, a energia eléctrica que um painel FV produz é DC, para ligar o painel à rede
AC é necessário um equipamento de conversão, o inversor. O transformador é o último equipamento
de interface, este equipamento aumenta o valor da tensão vinda do inversor para o valor da rede de
energia eléctrica.
Todo o processo de geração de electricidade e conversão em corrente AC, utilizável pela rede
eléctrica, pode ser observado na Figura 13.
FIGURA 13 - ESQUEMA DE GERADOR SOLAR FV [8] E [56]
35
3. Rede Eléctrica
Neste capítulo serão analisados os efeitos que as centrais que fazem recurso a FER têm na
rede de energia eléctrica. Será estudada a hipótese de integrar novas centrais que fazem recurso a
FER na rede eléctrica. Analisar-se-á como é que se faz, actualmente, a coordenação das energias
renováveis com os sistemas de armazenamento. Conhecer os recursos de armazenamento disponíveis
em Portugal e quais as tecnologias de armazenamento existentes.
3.1. Constrangimentos no funcionamento da rede
Devido à crescente penetração de centrais que fazem uso de FER na rede de energia eléctrica,
torna-se, por vezes, difícil evitar constrangimentos. Estes constrangimentos ocorrem quando existe um
excesso de produção por parte de centrais cuja produção de energia eléctrica não é possível controlar
a todo o momento, também designadas por tecnologias não despacháveis, e o operador da rede vê-se
forçado a rejeitar essa energia excedente.
O congestionamento na transmissão, ou constrangimentos de redes locais, é uma causa
comum para os operadores de rede optarem por centrais que fazem uso de recursos mais caros invés
dos recursos com custos marginais nulos, como é o caso das centrais eólicas e solares. O
congestionamento na transmissão está relacionado com a insuficiente capacidade de transmissão, em
alguns casos, novas centrais que fazem uso de FER são construídas antes da construção das linhas
de transmissão necessárias para o escoamento de energia eléctrica produzida por estas novas centrais
para os grandes centros de consumo eléctrico. [57]
As centrais termoeléctricas a carvão são consideradas tecnologias despacháveis, contudo
estas possuem limitações quanto ao tempo e custo de arranque/paragem do seu funcionamento. Sendo
que parar por completo a produção destas centrais é prejudicial para o tempo de vida útil do
equipamento e o seu custo de arranque não é negligenciável. Quando se verifica, simultaneamente,
que a soma entre a produção energética por parte das centrais não despacháveis, como eólicas e
fotovoltaicas, e a produção energética de centrais termoeléctricas despacháveis, como as de carvão, é
superior ao consumo num determinado instante e as centrais termoeléctricas despacháveis encontram-
se a funcionar no seu nível mínimo de potência, está-se perante uma situação em que não é possível
utilizar a energia em excesso das centrais não despacháveis, uma situação de constrangimento.
O mesmo acontece com as CH que apesar de não possuírem os mesmos problemas de
arranque/paragem que as centrais termoeléctricas a carvão possuem outras restrições. Tal como já foi
referido anteriormente, as CH que não possuem uma grande capacidade de armazenamento não
conseguem controlar a produção eléctrica tão bem com as CA. As CH têm, igualmente, níveis mínimos
de operação, quer para manter o caudal ecológico, quer para fins de irrigação ou recreativos.
36
De maneira a evitar problemas de estabilidade na rede eléctrica é necessário cumprir os
requisitos de frequência e para isso estabelecem-se limites para os níveis de geração assíncrona,
especialmente em redes isoladas de pequena dimensão. Para mitigar estes efeitos negativos as
centrais eólicas e solares são, actualmente, ligadas à rede através de electrónica de potência. Estas
centrais vêm substituir a produção centralizada de grandes geradores, o que significa perda de inércia,
e isto leva o sistema a perder capacidade de regulação de frequência necessária quando ocorrem
perturbações na rede eléctrica. [57]
No caso particular de Portugal, considera-se que ocorre um constrangimento quando existe um
excesso de produção e esse excesso energético é transmitido para Espanha a custo zero. Estes
constrangimentos têm uma causa comum, a grande quantidade de potência instalada de centrais
eólicas, que no ano de 2012 geraram, aproximadamente, 20% do total de energia produzida pelo
parque electroprodutor português. [57]
As soluções que actualmente existem para evitar estes constrangimentos são exportar ou
armazenar o excedente de energia que as centrais de tecnologia não despachável produzem. Contudo
o problema de excesso de produção também se verifica em Espanha, o único país que possui
interligação directa à rede eléctrica portuguesa, uma vez que, o sistema eléctrico espanhol possui
,igualmente, um elevado nível de penetração de centrais eólicas (Tabela 9). Com isto o interesse de
Espanha em importar energia de Portugal é pequeno, uma vez que, a maior parte das vezes, o excesso
energético produzido pelas centrais eólicas portuguesas ocorre quase simultaneamente com o excesso
energético produzido pelas centrais eólicas espanholas.
Uma vez que o objectivo que Portugal acordou com a EU é aumentar a contribuição das
centrais que fazem uso de FER na produção de energia eléctrica [4], é necessário estudar qual a
tecnologia de armazenamento mais vantajosa, tanto a nível social como económico, para Portugal.
3.2. Recursos de armazenamento
Uma das soluções para os constrangimentos na rede devido ao excesso de produção de energia eléctrica
por parte das centrais eólicas é, como já foi referido anteriormente, o armazenamento dessa energia excedente. As
tecnologias de armazenamento que existem actualmente são variadas, as mais utilizadas, excluindo as centrais
hidroeléctricas reversíveis (CHR), que representam mais de 99% da capacidade total instalada mundialmente, estão
representadas na Figura 14. A classificação de cada uma destas tecnologias por potência de armazenamento e
por tempos de descarga pode ser observada na Figura 15.
37
FIGURA 14 - GRÁFICOS REPRESENTATIVOS DA POTÊNCIA INSTALADA MUNDIALMENTE REFERENTE ÀS
DIFERENTES TECNOLOGIAS DE ARMAZENAMENTO, EXCEPTUANDO CHR (A) APENAS BATERIAS (B) [58]
FIGURA 15 - INFOGRÁFICO REPRESENTIVO DOS TEMPOS DE DESCARGA À POTÊNCIA NOMINAL E
POTÊNCIA DO SISTEMA DAS DIFERENTES TECNOLOGIAS DE ARMAZENAMENTO DE ENERGIA ELÉCTRICA
Apesar da variedade existente, é possível observar pela Figura 15 que para a finalidade de armazenar
quantidades consideráveis de energia num curto espaço de tempo e conseguir tempos de descarga elevados
existem apenas três tecnologias:
Central hidroeléctrica reversível (CHR)
Armazenamento de energia em ar comprimido (AEAC)
Baterias sódio-enxofre (BSE)
As principais características destas tecnologias podem ser observadas na Tabela 13.
(A) (B)
38
TABELA 13 - PRINCIPAIS CARACTERÍSTICAS DAS TRÊS TECNOLOGIAS DE ARMAZENAMENTO MAIS
UTILIZADAS MUNDIALMENTE [59]
Tecnologia Rendimento
(%) Vantagens Desvantagens
Custo por unidade de potência (€/kW)
Potência total
instalada no mundo
(MW)
Tempo de vida
útil (anos)
CHR 76 - 85
- Baixo custo; - Possibilidade de
utilizar CH já existentes;
- Elevada experiência adquirida com CH.
- Investimento inicial elevado; - Instalação só é viável em locais que cumpram requisitos muito específicos;
- Tempo de construção longo - Efeitos negativos na fauna e flora do
curso de água.
200 - 2000 151 500 50-60
AEAC 27 [60] - 54 [55]
- Reduzido tempo de construção;
- Possibilidade de reabilitação de minas
abandonadas.
- Experiência de 30 anos; - Locais de instalação muito restritos;
- Combustão de gás natural para reaquecer o ar comprimido emite
GCEE; - Perda de energia no processo de
compressão do ar.
3 500-4 000 400 30
BSE 75
- Utilizado como regulador de tensão
pode melhorar a qualidade da energia
eléctrica da rede; - Não possui limitações
geográficas.
- Experiência de 20 anos; - Constituintes perigosos, sódio puro
entra em combustão espontânea quando em contacto com água;
- Elevado custo.
4 500-5 300 316 15
Ao analisar a Tabela 13 torna-se claro que a tecnologia que apresenta um maior número de características
favoráveis a uma aplicação em grande escala é a CHR. Esta tecnologia apresenta um baixo custo de investimento
por unidade de potência instalada, o que é coerente com os dados da Tabela 8, e um bom rendimento, quando
comparado com as restantes tecnologias.
O funcionamento das CHR é bastante simples, tal como o nome indica, baseia-se na reversão do
funcionamento de uma CH. Isto é utilizar energia eléctrica para elevar uma massa de água (bombagem), dotando-
a de energia potencial gravítica. Quando necessária, essa energia pode ser turbinada, tal como no normal
funcionamento de uma CH, convertendo a energia potencial da massa de água em energia cinética, na turbina, e
em seguida em energia eléctrica, no gerador. A Figura 16 ajuda a compreender melhor o funcionamento desta
tecnologia.
39
FIGURA 16 - DIAGRAMA REPRESENTATIVO DE UMA CHR [62]
Os sistemas equipados com tecnologia AEAC conseguem armazenar energia utilizando a energia eléctrica
produzida nos períodos de vazio para comprimir ar. A compressão do ar gera calor e caso esse calor não seja
armazenado é necessário fornecer, posteriormente, calor ao ar comprimido para conseguir aproveitar a energia nele
contida. O armazenamento de energia em ar comprimido pode ser feito de duas maneiras, adiabaticamente ou
isotermicamente.
Em teoria, um processo adiabático é aquele em que não ocorre transferência de energia sob a forma de
calor nem transferência de matéria com a sua vizinhança. Se fosse possível armazenar toda a energia sob a forma
de calor e devolvê-la ao ar comprimido antes da expansão deste, o rendimento do processo seria de 100%. Parte
dessa energia pode ser armazenada sob a forma de calor em sólidos como cimento ou rocha ou em líquidos como
óleo (até 300ºC) ou soluções de sal derretido (600ºC).
Actualmente está em construção a primeira central no mundo, com tecnologia de armazenamento de
energia com compressão adiabática do ar, na cidade de Staßfurt na Alemanha [63]. O calor libertado na compressão
do ar é armazenado o que faz com que seja dispensável uma turbina a gás natural para reaquecer o ar comprimido,
evitando assim emissões de GCEE e aumentando o rendimento esperado para 70%. Na Figura 17 é possível
identificar todos os componentes que constituem este tipo de central, o filtro de ar de entrada, o compressor de ar,
os acumuladores térmicos de energia (ATE) que armazenam a energia proveniente da compressão do ar, as
cavernas onde o ar comprimido fica armazenado e, por fim, a turbina que é o equipamento onde é feita a expansão
do ar comprimido e é também onde ocorre a conversão da energia armazenada no ar comprimido e nos ATE em
energia eléctrica [64].
40
FIGURA 17 - DIAGRAMA REPRESENTATIVO DA CENTRAL ADELE - ARMAZENAMENTO DE ENERGIA COM
COMPRESSÃO ADIABÁTICA DO AR [64]
As centrais de AEAC que estão actualmente em funcionamento comprimem o ar num processo isotérmico,
isto é, a temperatura do ar que é comprimido mantem-se constante. Tal acontece devido à ausência de um sistema
de armazenamento de calor que poderia recuperar o calor resultante da compressão do ar. O processo de
compressão do ar faz com que este eleve a sua temperatura, mas o calor que está contido no ar comprimido é
perdido pelas paredes do recipiente por condução térmica para o exterior. Este fenómeno ajuda a explicar o facto
de estas centrais possuírem um rendimento baixo quando comparado com as CHR.
A BSE tem uma constituição estrutural igual ao de qualquer outra bateria, é constituída por dois eléctrodos,
o positivo é o enxofre, enquanto o negativo é o sódio. Estes eléctrodos são separados por uma membrana cerâmica
que funciona como electrólito. Esta membrana cerâmica é do tipo electrólito sólido de beta-alumina (β’’-Alumina)
uma forma isomórfica da Alumina (óxido de alumínio), que quando fabricada para cumprir a função de electrólito é
constituída por camadas de Alumina (Al2O3) alternadas com camadas de iões móveis. [65] e [66]
No caso da BSE o ião móvel é o sódio (Na+) cujas camadas estão sobrepostas alternadamente com
camadas de Alumina. Esta composição faz com que este material seja dotado de uma rápida condução (selectiva)
de iões de sódio ao mesmo tempo que bloqueia outros iões e electrões, evitando assim descargas involuntárias.
Esta membrana criada especificamente para conduzir iões de sódio é denominada de electrólito sólido de cerâmica
de beta-alumina condutor de sódio. [66]
O princípio de funcionamento da BSE é semelhante ao de outras baterias, durante a descarga da bateria
os iões de sódio, que foram formados a partir do átomo de sódio no eléctrodo negativo, atravessam o electrólito
sólido alcançando o enxofre, o eléctrodo positivo. A formação de iões sódio (Na+) dá origem a electrões que fluem
para a carga, este fluxo unidirecional de electrões constitui uma corrente eléctrica DC. À medida que a descarga
ocorre os electrões que atravessaram a carga reagem com o enxofre e criam iões polissulfato que, em seguida,
combinam-se com os iões sódio, que atravessaram o electrólito, dando origem a moléculas de polissulfato de sódio
(Na2SX). Do lado do eléctrodo negativo o número de iões sódio vai diminuindo progressivamente à medida que a
bateria descarrega. O processo de carga desta bateria é o inverso do processo de descarga.
A característica que torna esta bateria diferente das outras é o facto deste tipo de bateria utilizar sais
41
derretidos, isto é, os eléctrodos, sódio e o enxofre, encontram-se no estado líquido, enquanto a membrana cerâmica
que os separa encontra-se no estado sólido. Para manter estes sais em estado líquido, esta bateria opera com
temperaturas entre os 300ºC e 350ºC, contudo estas temperaturas não são mantidas por fontes externas de
energia, a própria carga e descarga da bateria fornece essa energia e uma vez fornecia ela é armazenada na forma
de sal derretido [65]. Na Figura 18 é possível observar com maior detalhe a constituição e o processo de
funcionamento desta bateria.
FIGURA 18 - DIAGRAMA DE ESTRUTURA E FUNCIONAMENTO DE UMA BATERIA SÓDIO-ENXOFRE [65]
Uma vez que as centrais eólicas representam cerca de metade do total de potência instalada com origem
em FER, é importante minimizar os seus efeitos negativos no sistema eléctrico. Um desses efeitos é introduzido
pela diferença entre a quantidade de energia produzida durante o dia e a energia produzida durante a noite por
estas centrais. Visto que a potência eólica instalada é considerável, esta diferença pode fazer com que seja
desperdiçada energia eléctrica nas horas de vazio. Para evitar que isso aconteça, actualmente, recorre-se a
barragens reversíveis para o armazenamento do excesso de energia produzida e à exportação de energia para
Espanha. Esta energia armazenada nas barragens é depois usada para ajudar a satisfazer o consumo nas horas
de maior consumo energético.
3.3. Coordenação de energias renováveis com sistemas de
armazenamento
Em Portugal a solução que é utilizada, hoje em dia, para mitigar os efeitos de excesso de
produção de energia eléctrica por parte dos PRE é o armazenamento de energia utilizando CHR. No
ano de 2012 foram consumidos 1388 GWh de energia pelas CHR com o fim de elevar massas de água
como forma de armazenamento de energia. O processo de armazenamento de energia durante as
horas em que o consumo de energia eléctrica é baixo, horas de vazio, e posterior utilização dessa
energia nas horas em que o consumo é elevado, horas de ponta, é chamado de peak shaving ou load
42
leveling. Na Figura 19 apresentam-se dois diagramas de carga em que é possível compreender melhor
o que significam estes dois conceitos.
FIGURA 19 - DIAGRAMAS DE CARGA REPRESENTATIVOS DOS CONCEITOS LOAD LEVELING E PEAK
SHAVING [65]
O load leveling tem como objectivo aproximar o nível de consumo total diário do sistema
eléctrico para um valor constante. O peak shaving é similar ao load leveling, contudo objectivo não é
aproximar o valor de consumo mínimo ao valor de consumo máximo, o objectivo do peak shaving é
satisfazer os picos de consumo, variações bruscas no valor de energia consumida, durante as horas
de cheia. Uma central capaz de realizar qualquer um destes processos é uma central que consegue
passar do estado inactivo para o estado em que está a fornecer a carga nominal em pouco tempo, visto
que, estas centrais são utilizadas para dar resposta a variações bruscas no consumo.
A coordenação feita entre CHR e a PRE, em Portugal, consiste em armazenar energia que o
conjunto de PRE produzem em excesso, quando se verifica uma redução do consumo e se verifica um
acréscimo de PRE, e armazená-la em CHR fazendo a bombagem de água. Essa energia armazenada
é adquirida, durante as horas de vazio, a baixo custo e durante as horas de maior consumo as CHR
turbinam essa água e vendem a energia a um preço mais elevado. Ao realizarem quer o processo de
load leveling quer o de peak shaving, as CHR conseguem rentabilizar o seu funcionamento de uma
forma mais eficaz. Esta coordenação realizada entre CHR e centrais eólica é mais perceptível na Figura
20.
43
FIGURA 20 - COMPLEMENTARIDADE HÍDRICA-EÓLICA [67]
As CA possuem custos marginais nulos, uma vez que, não utilizam combustíveis no seu
processo de produção. Porém, é importante saber gerir a água armazenada, bem como o seu custo-
sombra. Conhecendo este valor são conhecidos os custos marginais de curto prazo e assim é possível
tomar decisões operacionais mais acertadas, pois a forma como a água armazenada é gerida tem
efeitos significativos nas condições futuras da central. [68]
44
45
4. Comercialização de Energia
Até há alguns anos o negócio da electricidade em Portugal era caracterizado por possuir um
operador único, que produzia e vendia a energia eléctrica no mercado regulado existente a uma tarifa
determinada pela Entidade Reguladora dos Serviços Energéticos (ERSE). As diferentes actividades da
cadeia de valor eram remuneradas por esta tarifa, desde a produção de electricidade ao consumidor
final. Esta tarifa continha os acertos dos desvios previsionais de anos anteriores e os custos de
interesse económico geral.
Em 2005 o governo português estabeleceu objectivos para o sector da energia através da
Resolução do Conselho de Ministros nº 169/2005. Estes objectivos estabelecidos que incluíam
diversificação das fontes de energia primárias, maior preocupação ambiental e de promoção de
competividade, vieram dar resposta às recomendações contidas na Directiva 2003/54/CE do
Parlamento Europeu (PE).
Com o Decreto-Lei nº29/2006, do ano de 2006, as orientações estratégicas anteriormente
recomendadas pelo PE foram concretizadas em termos regulamentares. Neste ano foram igualmente
estabelecidas linhas orientadoras, através da Directiva 2006/32/CE, para a concretização de um uso
mais racional da energia e dos serviços energético, de maneira a aumentar a eficiência energética dos
países membro da União Europeia.
Com o Decreto-Lei nº 172/2006 concretizou-se o que estava previsto no Decreto-Lei nº29/2006,
foram também instituídos os procedimentos do licenciamento para a produção em regime ordinário, as
redes de distribuição e comercialização e as concessões da Rede Nacional de Transporte. Este
Decreto-Lei vem também estabelecer regras comuns para o mercado interno de electricidade e o
funcionamento do mercado ibérico de electricidade, que vem na sequência do acordo celebrado entre
Portugal e Espanha a 1 de Outubro de 2004. A intenção de liberalização do sector contida neste
Decreto-Lei vai de encontro com as propostas da Directiva 2003/54/CE do PE.
Esta tendência europeia de liberalização dos mercados de electricidade levou à criação do
Mercado Português de Electricidade que surgiu agregado à criação do Mercado Ibérico de Electricidade
(MIBEL).
Desde 1 Julho de 2007 que os operadores portugueses e espanhóis têm como plataforma
comum o mercado ibérico, MIBEL. Contudo na criação deste mercado comum surgiram algumas
dificuldades. Uma dessas dificuldades foi a capacidade de interligação, que entretanto foi desenvolvida,
e a necessidade de realizar a harmonização entre Portugal e Espanha do enquadramento legal
subjacente à negociação de energia eléctrica estabelecida em mercado.
Com vista a facilitar a adaptação ao novo modelo de mercado, foram criados dois operadores
responsáveis pela gestão dos mercados organizados, o Operador do Mercado Ibérico de Energia - Pólo
46
Português (OMIP) e o Operador del Mercado Ibérico de Energía - Polo Español (OMIE). Estes
operadores funcionam durante o período de adaptação com o objectivo final de criar o Operador de
Mercado Ibérico (OMI).
O OMIE ficou responsável pela gestão do mercado “spot” (diário e intradiário), enquanto o
OMIP ficou responsável pela gestão do mercado a prazo.
Antes do processo de liberalização do mercado de energia eléctrica, existia em Portugal um
sistema de aquisição de energia eléctrica baseado em Contractos de Aquisição de Energia (CAE). Com
estes contractos, os produtores eram remunerados, por um lado, pela disponibilidade, onde estão
incluídos custos fixos de operação e manutenção, pelas amortizações, pela remuneração do capital
investido a uma determinada taxa e pelo custo variável que os produtores tinham com a produção de
energia. A remuneração anual resultante das componentes referidas anteriormente era actualizada
pela inflação e ajustada pelos desvios verificados na disponibilidade da central face à disponibilidade
contractada, ou seja, esta remuneração não dependia da quantidade de energia eléctrica produzida
por cada instalação. O fim destes contractos varia de central para central, o primeiro contracto a cessar
foi o da central de Tunes em 2007 e o último será o da barragem de Frades a 2027. [69]
De forma a garantir a manutenção do Valor Actual Líquido (VAL) dos CAE em vigor, foram
criados os Custos de Manutenção do Equilíbrio Contractual (CMEC). Estes CMEC vieram substituir os
CAE e as suas condições de criação foram definidas no Decreto-Lei n.º 240/2004 de 27 de Dezembro.
Estes CMEC têm como vantagens a possibilidade de rever os seus pressupostos anualmente entre
2007 e 2017, manter o VAL com reduzido risco, fornecer liquidez ao mercado e permitir reduzir as
tarifas de electricidade. Após 2017, não haverá mais revisões, mantendo-se a renda constante até ao
final dos CMEC, em 2027. [69]
Actualmente existe 6385 MW de potência instalada de centros electroprodutores em regime
ordinário abrangida pelos CMEC, 1574 MW de potência instalada abrangida pelos CAE e 3021 MW de
potência que recebem incentivos.
Com a evolução descrita, o mercado de energia eléctrica é, actualmente, um mercado
organizado e opera num regime livre, mas está sujeito a autorizações concedidas pelo Estado
português. A liberalização levou à separação da actividade de comercialização da actividade de
distribuição de electricidade, esta separação possibilitou a entrada de novos agentes, introduzindo
assim a concorrência no sector.
Existem várias entidades intervenientes no relacionamento comercial de energia eléctrica em
Portugal continental, os consumidores ou clientes, os comercializadores de último recurso, o operador
logístico de mudança de comercializador, os operadores da rede de distribuição, o operador da rede
de transporte, a concessionária da zona piloto, o agente comercial, os produtores em regime ordinário,
os produtores em regime especial e os operadores de mercado. [70] e [12]
47
Consumidor ou cliente é a pessoa singular ou colectiva que compra energia eléctrica para
consumo próprio. Os clientes podem ser abastecidos de energia eléctrica em MAT, AT, MT
e BT. O cliente é considerado doméstico ou não doméstico consoante a energia eléctrica
se destine, respectivamente, ao consumo privado no seu agregado familiar ou a uma
actividade profissional ou comercial, considerando o disposto na Lei n.º 24/96, de 31 de
Julho, relativamente ao conceito de consumidor.
Os comercializadores de último recurso (CUR) são entidades titulares de licença de
comercialização, que no exercício da sua actividade estão sujeitos à obrigação de
prestação universal do serviço de fornecimento de energia eléctrica garantindo, a todos os
clientes que requeiram, a satisfação das suas necessidades, nos termos definidos no
Decreto-Lei n.º 29/2006, de 15 de Fevereiro e no Decreto-Lei n.º 172/2006, de 23 de
Agosto. Em Portugal existem, neste momento, treze CUR, estando nestes incluído a EDP
Serviço Universal.
Operador logístico de mudança de comercializador é a entidade responsável pela gestão
do processo de mudança de comercializador e pelas actividades de gestão e leitura dos
equipamentos de medição.
Os operadores da rede de distribuição são entidades titulares da concessão para a
exploração da Rede Nacional de Distribuição (RND). Em Portugal continental existem,
actualmente, 11 operadores da rede de distribuição.
O operador da rede de transporte é a REN, entidade concessionária da Rede Nacional de
Transporte de Energia Eléctrica (RNT), nos termos das Bases de Concessão e do
respectivo contrato.
A concessionária da zona piloto é a entidade responsável, em regime de serviço público,
pela gestão da zona piloto, identificada no Decreto-Lei n.º 5/2008, de 8 de Janeiro,
destinada à produção de energia eléctrica a partir da energia das ondas.
O agente comercial é a entidade responsável pela compra e venda de toda a energia
eléctrica proveniente dos CAE remanescentes.
Os produtores em regime especial são entidades titulares de licença de produção de
energia eléctrica a partir de fontes de energia renovável, resíduos, co-geração ou produção
em BT, atribuída nos termos de legislação específica.
Os produtores em regime ordinário são entidades titulares de licença de produção de
energia eléctrica, atribuída nos termos definidos no Decreto-Lei n.º 29/2006, de 15 de
Fevereiro e no Decreto-Lei n.º 172/2006, de 23 de Agosto, cuja produção de eletricidade é
feita com base em fontes tradicionais não renováveis e em grandes centros
electroprodutores hídricos. Actualmente existem em Portugal continental três produtores
em regime ordinário, a EDP Gestão da Produção de Energia, SA, a Iberdrola, SA e a REN
Trading SA.
Os operadores de mercado são as entidades responsáveis pela gestão de mercados
organizados, nas modalidades de contratação diária, intradiária ou a prazo e pela
48
concretização de actividades conexas, nomeadamente a determinação de índices e a
divulgação de informação.
Os comercializadores podem livremente comprar e vender electricidade. Nesse sentido, têm
direito de acesso às redes de transporte e distribuição, mediante o pagamento de tarifas reguladas de
acesso estabelecidas pela Entidade Reguladora - ERSE.
Os consumidores podem livremente escolher o seu fornecedor, não sendo a mudança onerada,
do ponto de vista contratual. De forma a simplificar e efectivar a mudança de comercializador, foi criada,
recentemente, a figura do operador logístico de mudança de comercializador. Está também
consagrada, para protecção dos consumidores, a figura do comercializador de último recurso, cuja
finalidade é garatir o fornecimento de electricidade aos consumidores, nomeadamente os mais frágeis,
em condições de qualidade e continuidade do serviço. [71]
4.1. Regulamentação
As metas e as políticas do Governo para a produção descentralizada de energia eléctrica, em
particular a partir de fontes de energia renovável, têm conduzido a um forte crescimento da PRE nos
últimos anos.
Esta produção é premiada através de uma tarifa de compra garantida administrativamente bem
como pela obrigação de compra dessa energia imposta ao comercializador de último recurso.
Grande parte dos produtores em regime ordinário transaciona a energia produzida em mercado
organizado, a maioria destes produtores não fazem uso de FER.
A tecnologia que mais expressão tem na PRE é a eólica, representando em 2012,
aproximadamente, 53% desta produção.
A repercussão tarifária do prémio à PRE é determinada face à referência do preço da energia
transaccionada no mercado organizado, deduzido dos custos com serviços de sistema, e recuperada
pela tarifa de Uso Global do Sistema, aplicável a todos os consumidores independentemente do seu
fornecedor. Na Tabela 1 apresenta-se a decomposição do cálculo do diferencial de custo com a
aquisição de energia eléctrica à Produção em Regime Especial entre os anos de 2012 e 2014.
A remuneração da energia adquirida em PRE é calculada através da equação já referida
anteriormente no capítulo 1.1.4. (página 7):
𝑹𝑪𝑹 = [𝒌𝒑𝒕. (𝑷𝑭 + 𝑷𝑽) + 𝑷𝑨. 𝒁]. 𝒌𝒑. 𝒌𝑰𝑷𝑪 (1)
49
O cálculo das parcelas PF, PV, PA, kp e kIPC é feito da seguinte forma:
𝑷𝑭 = 𝑪𝑷𝑭. (𝟏, 𝟐𝟓.𝑷𝒎𝒆𝒅
𝑷𝒏𝒐𝒎) . 𝑷𝒎𝒆𝒅 (10)
𝑪𝑷𝑭 – Coeficiente adimensional que traduz a contribuição da central renovável para a garantia de
potência proporcionada pela rede pública. Segundo o decreto-lei 168/99 de 18 de Maio este
coeficiente tem o valor de 5,44 €/kW.mês;
𝑷𝒎𝒆𝒅 - É a potência média disponibilizada pela central renovável à rede pública num mês,
expressa em kW;
𝑷𝒏𝒐𝒎 - É a potência da central, declarada pelo produtor no acto de licenciamento, expressa em
kW.
𝑷𝑽 = 𝑪𝑷𝑽. 𝑬 (11)
𝑪𝑷𝑽 – Coeficiente que corresponde aos custos de operação e manutenção que seriam
necessário à exploração de novos meios de produção cuja construção é evitada pela central
renovável. Segundo o decreto-lei 33-A/2005 este coeficiente vale 0,036 €/kWh;
𝑬 - É a electricidade produzida pela central renovável num mês, expressa em kWh.
𝑷𝑨 = 𝑪𝑷𝑨. 𝑫𝑪𝒓𝒆𝒇. 𝑬 (12)
𝑪𝑷𝑨 – É o valor unitário de referência para as emissões de dióxido de carbono evitadas pela
central renovável. Este coeficiente foi fixado pelo decreto-lei 33-A/2005 no valor de 20€/ton;
𝑫𝑪𝒓𝒆𝒇 – É o montante unitário das emissões de dióxido de carbono da central de referência, o
qual toma o valor de 0,37 ton/MWh.
𝒌𝒑 =𝟏
𝟏−𝟎,𝟎𝟑𝟓, se Pi < 5MW (13)
𝒌𝒑 =𝟏
𝟏−𝟎,𝟎𝟏𝟓, se Pi ≥ 5MW (14)
𝑲𝑰𝑷𝑪 =𝑰𝑷𝑪𝒎−𝟏
𝑰𝑷𝑪𝒓𝒆𝒇 (15)
𝑰𝑷𝑪𝒎−𝟏 - É o índice de preço no consumidor, sem habitação, no continente, referente ao mês
anterior;
𝑰𝑷𝑪𝒓𝒆𝒇 – É o índice de preços no consumidor, sem habitação, no continente, referente ao mês
anterior ao do início do fornecimento de electricidade à rede pela central renovável.
O coeficiente Z assume diferentes valores para diferentes tipos de tecnologia e valores de
potência instalada, esses valores podem ser observados na Tabela 14.
50
TABELA 14 - VALORES TOMADOS PELO COEFICIENTE Z E LIMITES DE POTÊNCIA INSTALADA A NÍVEL
NACIONAL
Tecnologia Z Limite Pi Eólica
Onshore
Offshore com uso de plataformas flutuantes
4,6 16,7
Sem limite
Hídrica
Pi≤10 MW
10 MW< Pi≤30 MW
Pi>30 MW
Bombagem
4,5
4,5 a 3 A definir
0
Sem limite
Solar
Fotovoltaica: Pi≤5 kW
Fotovoltaica: Pi>5 kW
Termoeléctrica: Pi≤10 kW
Termoeléctrica: Pi>10 kW
52 35
29,3 15 a 20
150 MW
Fotovoltaico em microgeração Pi≤5 kW
5<Pi≤150 kW
55 40
50 MW
Biomassa
Florestal residual
Animal
9,6 7,5
250 MW
Biogás
Digestão Aeróbica de RSU, lamas das ETAR e efluentes
Gás de aterro
Acima dos limites anteriores
9,2 7,5 3,8
150 MW
20 MW
Valorização energética na vertente da queima
RSU indiferenciados
Combustíveis derivados de resíduos
1
3,8 150 MW
Ondas
Projectos de demonstração
Projectos pré-comerciais
Projectos comerciais
28,4
16 a 22 A definir
20 MW 100 MW
Outras tecnologias ou centrais acima dos limites de Pi 1
A tarifa bonificada aplicada aos PRE possui uma validade que se apresenta na Tabela 15. No
caso das centrais eólicas onshore e offshore, hídricas e solares fotovoltaicas o período de validade da
tarifa bonificada termina quando a energia total fornecida à rede pelas centrais alcançar o limite de
energia definido ou a duração da tarifa, a contar desde o início do fornecimento de electricidade à rede,
exceda o tempo limite definido. Após o período em que os PRE beneficiam desta tarifa bonificada a
energia fornecida à rede por estes produtores é vendida em regime de mercado.
TABELA 15 - PERÍODO DE VALIDADE DA TARIFA BONIFICADA PARA PRE
Tecnologia Validade
Eólica Onshore 33 GWh/MWi ou 15 anos
Eólica Offshore 6 GWh/MWi ou 2 anos
Hídrica 52 GWh/MWi ou 20 anos
Solar Fotovoltaico 21 GWh/MWi ou 15 anos
Solar fotovoltaico em microgeração e solar termoeléctrico
15 anos
Biomassa 25 anos
Biogás 15 anos
Valorização na vertente de queima 15 anos
Ondas 15 anos
Outras renováveis 12 anos
51
A regulamentação que define a fórmula de calcular, os coeficientes e o período de validade
desta tarifa bonificada para PRE tem vindo a sofrer ajustes e alterações ao longo dos anos. Na tabela
seguinte apresenta-se a evolução desta regulamentação.
TABELA 16 - EVOLUÇÃO DA REGULAMENTAÇÃO QUE ESTABLECE REGRAS PARA A PRE [72]
Diploma Numerado Principais alterações
Decreto-Lei n.º 189/88, de 27 de Maio
Estabeleceu as regras aplicáveis à produção de energia eléctrica a partir de recursos renováveis.
Decreto-Lei n.º 168/99, de 18 de Maio
O DL n.º 189/88,de 27 de Maio foi revisto, foi incluído o Regulamento para Autorização das Instalações de Produção de Energia Eléctrica Integradas no Sistema Eléctrico Independente Baseadas na Utilização de Recursos Renováveis e o respectivo processo de remuneração pelo fornecimento de energia.
Decreto-Lei n.º 312/2001, de 10 de Dezembro
Estabeleceu o regime de gestão da capacidade de recepção da energia eléctrica nas redes do Sistema Eléctrico de Serviço Público (SEP).
Decreto-Lei n.º 33-A/2005, de 16 de Fevereiro
Revisão dos factores para cálculo do valor da remuneração pelo fornecimento da energia produzida em centrais renováveis entregue à rede do Sistema Eléctrico Nacional (SEN), definindo procedimentos para atribuição de potência disponível na mesma rede e prazos para obtenção da licença de estabelecimento para centrais renováveis.
Decreto-Lei nº 225/2007, de 31 de Maio
Possibilitou que nas centrais eólicas licenciadas ou em licenciamento possa ser incrementada a potência instalada até 20% da potência de ligação atribuída.
Decreto-Lei nº 51/2010, de 10 de Maio
Manteve a possibilidade de sobreequipamento de centrais eólicas até ao limite de 20% da capacidade de injeção de potência na Rede Eléctrica de Serviço Público (RESP) previamente atribuída e obriga à instalação, em todos os aerogeradores, de equipamentos destinados a suportar cavas de tensão e fornecimento de energia reactiva durante essas cavas.
Decreto-Lei nº 132-A/2010, de 21 de Dezembro
Estabeleceu o regime para a atribuição de 150 MVA de capacidade de receção de potência na RESP para energia elétrica produzida a partir de centrais solares fotovoltáicos, incluindo a tecnologia solar fotovoltaica de concentração e pontos de recepção associados.
Decreto-Lei nº 5/2011, de 10 de Janeiro
Estabeleceu medidas destinadas a promover a produção e o aproveitamento da biomassa. Foi atribuído um incentivo económico associado ao cumprimento de determinados deveres, que se traduz na alteração do coeficiente Z específico para as centrais abrangidas por este decreto-lei.
Portaria nº 286/2011, de 31 de outubro
Estabeleceu a remuneração da eletricidade a partir de fontes eólicas no mar, através da utilização de aerogeradores flutuantes em águas profundas, também designado por projectos eólicos offshore.
Decreto-Lei nº 35/2013, de 28 de Fevereiro
Previu a possibilidade, por parte dos titulares dos centros eletroprodutores eólicos submetidos ao regime remuneratório de eletricidade previsto no DL nº 189/88, de 27 de maio, na redação aplicável antes da data de entrada em vigor do DL nº 33-A/2005, de 16 de fevereiro, de adesão a um regime remuneratório alternativo durante um período adicional de cinco ou sete anos após o termo dos períodos iniciais de remuneração garantida actualmente em curso mediante o compromisso de contribuir para a sustentabilidade do SEN, através do pagamento de uma compensação.
Portaria nº 119/2013, de 25 de Março
Procedeu à regulamentação das consequências jurídicas do não cumprimento temporário da obrigação de pagamento da compensação anual, prevista no artigo 9º do DL nº 35/2013, de 28 de fevereiro, e das condições para o afastamento da sua conversão em incumprimento definitivo.
Diretiva da ERSE nº 9/2013, de 26 de Junho
Operacionalizou o pagamento das compensações a que se refere o DL nº 35/2013, de 28 de fevereiro, em sequência das disposições aplicáveis à compra e venda de energia elétrica de PRE definidas no Regulamento das Relações Comerciais.
A diferença entre o valor de remuneração dos PRE e o custo médio de aquisição de energia
eléctrica pelo CUR representa o sobrecusto com a aquisição a PRE. Tal como se pode verificar pela
Tabela 1, este sobrecusto representa o valor mais elevado dos custos de política energética, ambiental
52
ou de interesse económico geral e de sustentabilidade de mercados. Estes custos são incluídos nas
tarifas de acesso às redes pagas por todos os consumidores de energia elétrica independentemente
do seu fornecedor. [18]
Os preços de aquisição de energia eléctrica a PRE para o ano de 2013 apresentam-se na
tabela seguinte, estes valores não têm em consideração o diferimento do sobrecusto da PRE, medidas
de sustentabilidade do sistema eléctrico nacional (SEN) com impacte na PRE e Mecanismo regulatório
decorrente da aplicação do Decreto-Lei n.º 74/2013. O custo médio de aquisição de energia eléctrica
pelo CUR no ano de 2013 foi estimado em 62 €/MWh. [18]
TABELA 17 - PREÇOS DE AQUISIÇÃO DE ENERGIA ELÉCTRICA A PRE E OS RESPECTIVOS
SOBRECUSTOS UNITÁRIOS REFERENTE AO ANO DE 2013 [18]
Tecnologia PRE
Microgeração FV Biomassa Biogás Cogeração
FENR Cogeração
FER Eólica Hídrica RSU
Sobrecusto Total [k€]
78 219 103 090 47 622 14 852 345 615 88 471 520 857 50 928 17 421
Energia Produzida
[GWh] 210 355 688 230 4 876 1 730 11 014 1 079 454
Sobrecusto [€/MWh]
372,3 290,7 68,2 64,7 70,9 51,1 47,3 47,2 38,4
Preço [€/MWh]
434,3 352,7 130,2 126,7 132,9 113,1 109,3 109,2 100,4
Através da Tabela 17 é possível constatar que a microgeração e a tecnologia solar fotovoltaica
apresentam um preço de energia maior. As tecnologias que mais energia produziram foram a eólica e
a cogeração com recurso a FENR, e apesar de não apresentarem o maior custo por quantidade de
energia produzida, estas tecnologias foram responsáveis por 68% dos sobrecustos associados às
diferentes tecnologias de PRE. Se se tiver em conta os ajustamentos efetuados em 2014, relativos aos
anos de 2012 e 2013, que somam um total de 553 056 mil euros, o peso das duas tecnologias que
mais energia produziram em 2013 no valor total associado ao sobrecusto devido à PRE desce para
48%. Apresenta-se em Anexo H a evolução do sobrecusto total da tecnologia eólica em Portugal, uma
vez que, esta é a tecnologia renovável responsável pela maior quantidade de produção de energia
eléctrica e também pela maior contribuição, em termos absolutos, para o aumento dos sobrecustos
PRE.
Os produtores em regime ordinário recorrem a mercados organizados para comercializar a energia
eléctrica que produzem. O mercado de electricidade é o conjunto de transações derivadas da participação dos
agentes do mercado nas sessões dos mercados diário e intradiário, mercado a prazo e da aplicação dos
procedimentos de operação técnica do sistema.
Um contracto bilateral físico é um contracto livremente estabelecido entre duas partes, pelo qual uma delas
se compromete a colocar na rede, e a outra a receber, a energia eléctrica contractada, aos preços e condições
fixados no mesmo contracto. Os contractos bilaterais físicos realizados por vendedores e compradores são
integrados no mercado de produção uma vez finalizado o mercado diário.
Podem actuar como agentes do mercado ou celebrar contractos bilterais físicos os produtores,
comercializadores de último recurso e comercializadores de electricidade, assim como os consumidores directos de
53
energia eléctrica e as empresas ou consumidores residentes noutros países externos ao Mercado Ibérico, que
possuam a certificação de comercializadores.
Os processos do mercado são, o mercado diário, a solução das restrições técnicas, o mercado intradiário
e os serviços suplementares e procedimento de gestão de desvios. Estes processos do mercado consistem no
seguinte: [73]
O mercado diário é o mercado no qual se realizam a maioria das transacções. Neste mercado
devem participar como ofertantes todas as unidades de produção disponíveis, que não estão
vinculadas a um contrato bilateral físico, bem como os comercializadores não residentes
registados como vendedores. A parte requerente no mercado diário são os comercializadores de
último recurso, comercializadores, consumidores diretos e agentes externos registados como
compradores. O resultado garante que não se supere a capacidade máxima de interligação com
os sistemas eléctricos externos considerando os contratos bilaterais físicos que digam respeito às
interligações internacionais;
Solução das restrições técnicas. Uma vez realizada a sessão do mercado diário e recebidas as
execuções dos contratos bilaterais físicos nacionais, o operador do sistema avalia a viabilidade
técnica do programa de funcionamento das unidades de produção para garantir a segurança e a
fiabilidade do fornecimento na rede de transporte. Se o resultado da concertação do mercado
diário mais as execuções dos contratos bilaterais físicos não respeitarem a capacidade máxima
de troca entre os sistemas eléctricos, ou os requisitos de segurança, o procedimento de solução
de restrições técnicas modifica, no primeiro caso, as compras ou vendas a partir dos sistemas
eléctricos externos que provoquem o excesso de troca na interligação e, no segundo caso, a
atribuição de energia das unidades de produção;
O mercado intradiário é um mercado de ajustes no qual podem participar como requerentes e
ofertantes as unidades de produção, os comercializadores de último recurso, os
comercializadores, os consumidores diretos e os comercializadores de último recurso que tiverem
a condição de agentes do mercado. No caso dos compradores no mercado diário, para poderem
acorrer ao mercado intradiário, têm de ter participado na correspondente sessão do mercado
diário ou na execução de um contrato bilateral físico. No caso dos produtores têm de ter
participado na correspondente sessão do mercado diário ou na execução de um contrato bilateral
físico, ou ter estado indisponível para a sua participação no mercado diário e ter ficado disponível
posteriormente;
Os serviços suplementares e o procedimento de gestão de desvios têm como objectivo que o
fornecimento de energia eléctrica seja realizado nas condições de qualidade, fiabilidade e
segurança estabelecidas e que se verifique o equilíbrio permanente entre a produção e a procura.
Os serviços suplementares de banda de regulação são integrados no programa diário viável pelo
operador do sistema e em seguida no mercado diário. Uma vez realizada cada uma das sessões
54
do mercado intradiário, o operador do sistema realiza a gestão em tempo real mediante a
utilização de serviços suplementares e o procedimento de gestão de desvios.
Uma vez que o mercado diário é o mercado onde se efectuam a maioria das transacções, é importante
entender o seu funcionamento em detalhe.
No mercado diário é transaccionada a energia eléctrica que satisfaz a procura do dia seguinte ao da
negociação. Os produtores fazem as suas ofertas de venda de energia, estas ofertas são ordenadas de maneira a
que a curva resultante corresponda a uma curva crescente em preço. O processo inverso ocorre para se obter a
curva, decrescente em preço, da oferta de compra. [73]
As ofertas de venda de energia eléctrica que os vendedores apresentam ao operador do mercado podem
ser simples ou integrar condições complexas. As ofertas simples são ofertas de venda de energia em que os
vendedores apresentam para cada período horário e para cada unidade de produção da qual sejam titulares um
preço e uma quantidade de energia. As ofertas que integram condições complexas de venda são aquelas que,
cumprindo com os requisitos exigidos para as ofertas simples, integram além disso, uma ou várias das condições
técnicas ou económicas que se seguem:
Condição de indivisibilidade;
Graduação de carga;
Entradas mínimas;
Paragem programada.
A condição de indivisibilidade permite fixar no primeiro lanço de cada hora um valor mínimo de
funcionamento. Este valor só pode ser dividido pela aplicação das graduações de carga declaradas pelo mesmo
agente, ou pela aplicação de regras de distribuição no caso de o preço ser diferente de zero.
A graduação de carga permite estabelecer a diferença máxima entre a potência início de hora e a potência
final de hora da unidade de produção, o que evita mudanças bruscas na potência fornecida pelas unidades de
produção que não podem, tecnicamente, seguir as mesmas.
A condição de entradas mínimas permite a realização de ofertas para todas as horas, embora tenha em
conta que a unidade de produção não participa no resultado da cassação do dia, se nesse dia não obtiver para o
seu conjunto de produção, uma remuneração superior a uma quantidade fixa, estabelecida, mais uma remuneração
variável estabelecida por cada kWh casado.
A condição de paragem programada permite que caso a unidade de produção tenha sido retirada da
cassação por não cumprir a condição solicitada de entradas mínimas, realize uma paragem programada num
período máximo de três horas, evitando paragens bruscas na produção na última hora do dia para zero na primeira
hora do dia seguinte. Esta paragem programada é possível mediante a aceitação do primeiro lanço para as três
primeiras horas da sua oferta como ofertas simples, com a única condição de que a energia oferecida seja
decrescente em cada hora.
55
“No mercado diário integram-se as posições abertas do mercado a prazo celebrado pelo Operador do
Mercado Ibérico de Energia-Pólo Português, mediante a apresentação de ofertas de aquisição ou venda; integram-
se os leilões de emissões primárias de energia pela parte que acorre ao mercado diário para vender ou comprar a
energia comprometida em ditos leilões; e também se integram os leilões de distribuição pela parte dos produtores
que acorrem ao mercado diário para adquirir a energia para cumprir os compromissos dos contratos derivados de
ditos leilões.” [73]
O preço da energia eléctrica, para cada hora do dia seguinte, transaccionada no mercado diário é obtido
pela intersecção das curvas agregadas de oferta de compra e de oferta de venda, de maneira a obter o menor preço
que garante a satisfação da procura de energia eléctrica. Na Figura 21 é possível observar como se obtém este
preço da energia eléctrica transaccionada. De realçar também que estas curvas são monótonas, sendo que a curva
agregada de oferta de compra é decrescente e a curva agregada de oferta de venda é crescente.
FIGURA 21 - CURVAS AGREGADAS DE OFERTA DE COMPRA, OFERTA DE VENDA, OFERTA DE VENDA E
OFERTA DE COMPRA CASADA [74]
Após a obtenção do preço de energia eléctrica e a potência a fornecer, todas as centrais que ofereceram
energia a um preço inferior ao resultante da intersecção das duas curvas agregadas são selecionadas para
produção e são remuneradas a esse preço de intersecção. No caso da Figura 21, todas as centrais que ofereceram
energia a um preço inferior a, cerca de, 30 €/MWh irão entrar em funcionamento na 1ª hora do dia 27/02/2014 para,
no conjunto, fornecer, aproximadamente, 27 GWh
A curva agregada de oferta de compra ou de procura dos consumidores é normalmente desconhecida,
isto é, não é possível conhecer, com muita antecedência, o seu valor com exactidão. Os consumidores ou clientes
de energia eléctrica que não possuam qualquer contracto bilateral físico ou sejam agentes de mercado e adquiram
a sua energia própria eléctrica sem recorrer a qualquer outro agente de mercado, são consumidores imprevisíveis,
isto é, a quantidade de energia eléctrica que estes consumidores necessitam é uma incógnita, por isso mesmo, a
curva agregada de oferta de compra é uma curva sem valor exacto, mas pode ser estimada utilizando métodos
econométricos. [75]
A curva de oferta de venda de um produtor é a função que relaciona o preço de uma unidade do produto
de saída em função da quantidade do produto de saída. Este preço engloba vários factores afectos ao processo
produtivo, contudo o valor do preço pode variar com outros factores que não estão directamente ligados aos custos
de produção. [74]
56
Para assegurar a sustentabilidade a curto prazo o preço de venda da energia eléctrica de um produtor deve
ser superior ao custo marginal, isto é, deve ser não inferior ao custo de produzir mais uma unidade da quantidade
de saída, desta maneira o produtor consegue recuperar os custos associados aos custos variáveis. A
sustentabilidade a longo prazo é garantida se o produtor vender a energia produzida a um preço não inferior ao valor
do custo médio, custo por unidade de quantidade da saída ou o custo da última unidade da quantidade de saída, e
assim o produtor consegue recuperar os custos fixos e os custos variáveis. [75]
4.2 Comércio Europeu de Licenças de Emissão
O principal objectivo e factor que motivou e motiva o investimento em centrais que fazem uso de FER é a
redução de emissões de GCEE no processo de produção de energia eléctrica. Para além das tarifas garantidas
pelo estado aplicadas a PRE, foi criado pela UE um mercado organizado de compra, venda e troca de licenças de
emissão de GCEE.
Este mercado europeu de licenças de emissão (MELE), que iniciou a actividade no ano de 2005, foi o
primeiro mercado deste género a surgir e é até à data o que maior volume de transações de licenças possui. No
ano de 2013 este mercado abrangia um total de 11000 fábricas, centrais eléctricas entre outras infraestruturas,
englobando também o tráfego aéreo, em 31 países diferentes.
O objectivo da criação deste mercado é diminuir as emissões por parte dos grandes emissores de GCEE
e mais globalmente, diminuir as emissões de GCEE por parte dos países membros da EU e outros países aderentes
a este mercado de licenças.
O funcionamento do MELE consiste em definir um limite de emissões de GCEE para o conjunto de
infraestruturas participante, este limite é denominado de cap. Em seguida são leiloadas e/ou atribuídas emissões,
estas emissões podem ser posteriormente trocadas entre as entidades participantes. O valor deste cap vai sendo
diminuído de maneira a conseguir reduzir o valor global de emissões de GCEE. No final do ano a entidade integrante
do mercado tem que ceder um número de licenças suficientes para cobrir as emissões resultantes da sua
actividade, caso essa entidade possua um excedente de licenças é possível utilizá-las no futuro e/ou vendê-las a
outras entidades integrantes deste mercado. Desde o início do MELE, existiram três fases de negociação distintas.
A primeira fase ocorreu entre 2005 e final de 2007, e serviu para testar o mercado, corrigir erros para a
segunda fase, estabelecer um preço para a emissão de GCEE e estabelecer as infraestruturas necessárias à
monotorização dos valores de emissões efectivamente ocorridos. Nesta fase as licenças foram atribuídas de forma
gratuita a nível nacional e a multa por não possuir licenças de emissão suficientes para cobrir as emissões derivadas
da actividade era de 40€/ton de CO2eq. Uma vez que este mercado era pioneiro, não existia uma ideia do preço a
atribuir à tonelada de GCEE emitido, nem à quantidade de licenças a disponibilizar. Daqui resultou um excesso de
oferta de licenças de emissão, o que levou à diminuição do preço destas licenças, de tal maneira que no final do
período da primeira fase o preço das licenças era 0€/ton de CO2eq. No final desta fase foi possível perceber qual a
quantidade de licenças necessárias para a actividade de cada uma das entidades e foi possível estabelecer um cap
mais realista para a segunda fase.
57
A segunda fase que se iniciou em 2008 e terminou no final de 2012 ficou marcada pela adesão da Noruega,
Islândia e Liechtenstein ao mercado. Nesta fase foram englobadas também entidades produtoras de ácido nítrico,
responsáveis pela emissão de gás óxido nitroso, um dos GCEE. O número de licenças de emissão distribuídas
gratuitamente foi reduzido em 90% e a multa por não possuir licenças suficientes para cobrir as emissões efectuadas
subiu para 100€/ton de CO2eq. Após o sucedido durante a primeira fase, o cap foi reduzido em 6,5%, em relação
ao valor de 2005. Contudo, no final de 2008 iniciou-se uma crise económica na Europa que levou à diminuição do
consumo que levou a uma menor actividade industrial e por sua vez fez com que existisse uma procura menor de
licenças de emissão. Esta diminuição na procura fez com que o preço das licenças diminuísse novamente. No dia
1 de Janeiro de 2012 foi englobado neste mercado de emissões a aviação, o cap de licenças de aviação foi
estabelecido em 97% das emissões verificadas na aviação entre o período de 2004-2006 e 85% destas licenças
foram distribuídas gratuitamente às operadoras de aviação.
A terceira fase iniciou-se em 2013 e irá decorrer até ao ano de 2020, ano em que termina igualmente o
programa europeu “20 20 20”, relativo à eficiência energética e às alterações ambientais. Esta fase sofreu 3 grandes
alterações quando comparada com as fases que a antecederam, a principal foi o facto de o cap invés de ser definido
a nível nacional, passou a ser definido a nível europeu. Outra grande diferença verificada nesta fase foi que deixaram
de ser atribuídas, gratuitamente, licenças de emissão e assim todas as entidades integrantes deste mercado tiveram
que participar nos leilões para obterem as licenças de que necessitam. Foram também incluídos outros sectores
responsáveis por emissão de GCEE e outros gases que contribuem igualmente para o efeito de estufa.
Neste momento este mercado engloba, aproximadamente, 45% de todas as emissões de GCEE dos 28
países membro da UE. Este mercado ainda não cobre a totalidade das emissões de GCEE, uma vez que, o foco
deste mercado é, primeiramente, as infraestruturas e actividades cujas emissões de GCEE é possível medir com
grande precisão.
A evolução do preço destas licenças de emissão, pode ser observado na Tabela 25.
4.3. Alternativas à comercialização de energia de centrais que
fazem uso de recursos renováveis
Os três principais sistemas de remuneração de produção por parte de centrais que fazem uso de FER, a
nível europeu, são as tarifas fixas, as tarifas variáveis e o sistema de quotas.
O sistema de remuneração que utiliza tarifas fixas para a remuneração destas centrais consiste em
estabelecer, através de leis, um preço de compra de energia eléctrica fixo e constante durante um determinado
período de tempo. Toda a energia produzida por estas centrais é, garantidamente, adquirida.
A remuneração feita através de tarifas variáveis, tal como o nome indica, invés de estabelecer um valor fixo
para o preço de compra de energia eléctrica produzida por estas centrais estabelece um “prémio” pela produção
em horas de maior consumo e, em contrapartida, o preço de aquisição de energia nas horas de menor consumo é
inferior.
58
No sistema de quotas é definida, através de legislação, uma quantidade de energia de origem em FER a
ser produzida por parte das empresas fornecedoras de electricidade. As centrais que fazem uso de FER recebem
certificados por cada unidade de energia produzida e podem vendê-los às empresas fornecedoras de electricidade.
Estas empresas têm que garantir que têm os certificados suficientes para satisfazer a quota de energia de origem
renovável estabelecida. Ao contrário do que se verifica nos sistemas de remuneração anteriores a existência de um
mercado de certificados de energia de origem renovável faz com que exista concorrência entre os diferentes
produtores de energia eléctrica de origem renovável.
Existe também o sistema de remuneração através de incentivos fiscais e/ou subsídios de investimento.
Apesar de existirem várias modalidades de remuneração da produção de energia eléctrica de origem
renovável (PEEOR), ainda não é conhecida qual a melhor opção em termos de redução de custos. A nível europeu,
no ano de 2013, os países que usam o sistema de remuneração de tarifas fixas são Portugal, Espanha, França,
Irlanda, Inglaterra, Luxemburgo, Alemanha, Áustria, Hungria, Eslováquia, Bulgária, Grécia, Lituânia, Letónia, Chipre
e Malta. O sistema de quotas é utilizado pela Suécia, Polónia, Roménia, Bélgica, Itália e Inglaterra, nestes países
este sistema é complementado com incentivos fiscais e/ou subsídios de investimento. O sistema de remuneração
variável é aplicado na Dinamarca e Holanda. A Finlândia recorre somente a incentivos fiscais e/ou subsídios de
investimento para a remuneração da PEEOR. [76]
A decisão de definição de um sistema de remuneração não é definitiva e assim sendo, em alguns países
como a Itália, as modalidades de remuneração são alteradas de um sistema de remuneração para outro e, após
algum tempo, de volta ao sistema original. É de realçar que em certos países o sistema de remuneração não é o
mesmo para todas as tecnologias, podendo existir a aplicação diferentes modalidades.
Toda esta diversidade de políticas de incentivo à remuneração de centrais que fazem uso de FER e as
sucessivas alterações, por parte de alguns países, às modalidades de remuneração demonstra a não existência de
uma política única na UE e leva a crer que a remuneração da PEEOR ainda se encontra num período de
experimentação. Mesmo assim, em 2013, o sistema de remuneração mais utilizado a nível europeu foi o sistema
de tarifa fixa.
Existem ainda outras formas de remuneração da PEEOR. Uma delas consiste em leiloar uma certa
quantidade anual de energia garantida e a restante energia produzida pela central será comercializada em mercado
organizado [77]. Noutros países existe legislação que obriga à instalação de uma percentagem do valor total nominal
da central em capacidade de armazenamento, com vista a minimizar os efeitos de intermitência e assim mitigar os
constrangimentos provocados na rede por estas centrais.
59
5. Integração de energias renováveis
no sistema eléctrico nacional
Com vista a estudar as possibilidades duma maior contribuição dos recursos renováveis no funcionamento
do sistema de energia eléctrica nacional é necessário conhecer quais as condições relevantes para a obtenção do
máximo benefício socioeconómico.
Uma das condicionantes é o preço a que a unidade de energia eléctrica é vendida. Tal como foi referido
no capítulo 4.1 (página 55), as relações entre este preço, o custo marginal e o custo médio, irão determinar se é
possível assegurar a sustentabilidade da empresa a longo ou a curto prazo. Assim sendo esta condicionante
representa o interesse das empresas, que possuem centrais produtoras de energia eléctrica, em minimizar os
custos de produção para uma determinada quantidade de energia produzida. [75]
Outra condicionante é o preço de venda da energia eléctrica ao CUR, que está relacionado, à parte de
tarifas, com o preço da electricidade pago por todos os consumidores, sejam domésticos ou industriais. “O objectivo
de um consumidor é estabelecer um plano de consumo, tendo em conta as limitações impostas à sua escolha,
nomeadamente, as orçamentais e as fisiológicas. O plano de consumo é uma ação do consumidor que especifica
as quantidades dos produtos requeridas por ele, de modo a obter a maior satisfação” [75].
A última condicionante que é tida em consideração neste estudo é a poluição feita para produzir uma
unidade de energia. Tal como já foi referido no capítulo 1.1.2. (página 3), Portugal possui compromissos europeus
e mundiais no que toca a emissões de GCEE. Esta condicionante representa assim o interesse, dito, geral em
reduzir as emissões de GCEE e o objectivo é minimizar a quantidade de emissões por unidade de energia
produzida.
De maneira a estudar as diferentes formas de integração de energia renovável no sistema eléctrico
nacional realizam-se dois estudos distintos.
No primeiro estudo pretende-se determinar se é possível satisfazer, na totalidade, o consumo de energia
eléctrica nacional recorrendo apenas a PEEOR. Em seguida determinou-se qual a quantidade de PEEOR
necessária para satisfazer, na totalidade, o consumo. Neste primeiro estudo consideraram-se apenas as tecnologias
eólica, solar fotovoltaica e hídrica
Na segunda parte do estudo são aprofundados os efeitos económicos que resultam da aplicação de
sistemas alternativos de remuneração a PEEOR através de uma simulação de mercado organizado. Neste estudo
consideraram-se as tecnologias hídrica, eólica,
Em ambas as partes deste estudo considerou-se que a tarifa que os PRE beneficiam mantem-se constante
ao longo de um ano. Assim sendo, o cálculo do valor anual recebido por um PRE obtem-se realizando o produto
entre a energia anual produzida e a média anual da tarifa bonificada aplicada aos centros produtores cuja validade
do tarifário ainda não foi excedida.
60
5.1 Teste da possibilidade de uma contribuição total de energias
renováveis no abastecimento do sistema eléctrico
Neste estudo são contempladas as tecnologias eólica, solar fotovoltaica e hídrica. A primeira é,
actualmente, responsável pela maior contribuição de fornecimento de energia renovável para satisfazer o consumo.
A tecnologia fotovoltaica, hoje em dia, não contribui de forma expressiva para a satisfação do consumo, contudo, é
considerada uma tecnologia emergente e em Portugal foi a tecnologia renovável com maior TCMA. Por estas
razões esta tecnologia é tomada em consideração neste estudo.
Tal como já foi referido no capítulo 3.2. a principal tecnologia de armazenamento em larga escala, a nível
mundial, é a CHR. Em Portugal esta é também a principal tecnologia de armazenamento de energia a larga escala
e é por essa razão que ela é comtemplada neste estudo.
As tecnologia eólica e solar fotovoltaica são consideradas como não despacháveis, isto significa que, a
energia que estas centrais são capazes de produzir não é controlável a todo o momento. Por outro lado o controlo
das CA pode ser feito de maneira a transitar-se de uma potência fornecida relativamente baixa para a potência
nominal numa questão de segundos. Assim sendo, considera-se que o abastecimento do consumo é feito através
da coordenação entre as tecnologias eólica e/ou solar com a hídrica.
O papel desempenhado pelas CA neste estudo é, fundamentalmente, de peak-shaving. Uma vez que, as
restantes tecnologias não têm possibilidade de armazenar a energia afluente, considera-se que as CA só produzem
energia quando as restantes tecnologias são incapazes de satisfazer o consumo, ou quando os níveis de
armazenamento estão perto do limite.
No caso dos limites de geração serem excedidos considera-se que o para o parque electroprodutor e
método de fornecimento de energia estabelecido é incapaz de satisfazer o consumo utilizando apenas PEEOR.
5.1.1. Metodologia
Com o intuito de perceber quais os perfis mais adequados para satisfazer o consumo recorrendo apenas
a FENR, ciaram-se 3 métodos de fornecimento de energia:
Coordenação Eólica-Hídrica
Coordenação Eólica e Solar-Hídrica
Coordenação Eólica e Solar-Hídrica com recursos de armazenamento
No primeiro método os parques eólicos fornecem toda a energia que dispõe num determinado momento
e caso essa energia não seja suficiente as CA fornecem a energia restante.
O segundo método é, em tudo, semelhante ao primeiro, excepto no facto de se se considerar a produção
de centrais solares fotovoltaicas.
61
No último método é feita a inclusão da função de armazenamento de energia eléctrica, através elevação
de água por parte das CHR, no segundo método. Assim é possível minimizar os efeitos que advém do facto de as
restantes centrais não serem despacháveis, armazenando energia quando a produção destas é superior ao
consumo e utilizando essa energia nas horas de menor produção.
Estes métodos foram aplicados aos valores de consumo do ano de 2012 retirando a esse valor as restantes
tecnologias de PEEOR e o saldo de transacções via interligações Portugal-Espanha. O ano de 2012 apresenta um
índice de produtibilidade eólica de 1,03 que é um valor bastante próximo da média. De maneira a simular a
sazonalidade inter-anual da energia afluente às CA consideraram-se três índices de produtibilidade hidroeléctrica
diferentes. O índice de produtibilidade referente ao ano de 2012 foi de 0,48 (seco), o índice do ano de 2011 foi de
0,92 (médio) e no ano de 2010 registou-se um índice de produtibilidade hidroeléctrica de 1,31 (húmido). Admitiu-se
que o caudal afluente mensal é igual ao produto do escoamento médio mensal com o índice de produtibilidade
hidroeléctrica.
Neste estudo foram consideradas quatro das principais CA em Portugal. Para conhecer a sazonalidade
intra-anual da restituição de energia armazenada nestas centrais, apresentam-se em seguida os valores médios de
escoamento mensal para cada uma delas.
TABELA 18 - ESCOAMENTO MÉDIO MENSAL DE 4 DAS PRINCIPAIS CA
Escoamento [dam3]
CA
Aguieira CA
Cabril
CA Alto do
lindoso
CA Alqueva
∑
Outubro 115 747 54 907 79 754 101 816 352 224
Novembro 167 799 132 826 151 115 229 558 681 298
Dezembro 251 943 231 750 206 607 383 961 1 074 261
Janeiro 368 026 253 801 252 750 648 211 1 522 788
Feveriro 230 933 179 826 99 759 710 524 1 221 042
Março 204 248 114 374 67 807 573 560 959 989
Abril 158 118 100 791 118 235 270 125 647 269
Maio 150 953 94 358 111 087 167 776 524 174
Junho 87 695 43 141 53 542 83 060 267 438
Julho 63 505 15 448 27 529 48 804 155 286
Agosto 72 206 5 841 18 531 47 525 144 103
Setembro 74 426 9 623 44 892 63 265 192 206
Média anual [dam3] 7 742 078
Admitiu-se que a função de caudal-potência é dada pela equação:
𝑞 = 50000 + 4000. 𝑃𝐺 [𝑚3/ℎ] (16)
Utilizando a expressão acima é possível determinar a energia afluente às CA devido ao escoamento do
curso de água, assim como o caudal necessário para fornecer uma determinada potência.
62
Em relação à potência instalada, para cada uma das tecnologias consideram-se, inicialmente, dois perfis
potência instalada diferentes para cada período de tempo analisado:
Potência total instalada no ano de 2012 – Parque electroprodutor A (PEA)
o Eólica – 4 194MW
o Solar – 220MW
o Hídrica – 2 500MW
o CHR – 1 108MW
Aumento de potência total instalada em 20% para eólica e 900% para a solar - PEB
o Eólica – 5 033MW
o Solar – 2 200MW
o Hídrica – 2 500MW
o CHR – 1 108MW
5.1.2. Resultados
Inicialmente foram analisados os 4 dias característicos do ano de 2012, o dia 13 de Fevereiro (I), em que
se verificou a ponta anual, o dia 18 de Abril (P) que representa um dia típico de primavera, o dia 18 de Julho (V) que
representa um dia típico de verão e por fim o dia 17 de Outubro (O) que representa um dia típico de outono.
Aplicaram-se os métodos, sucessivamente, aos 4 dias típicos descritos acima, às 4 semanas que contêm
estes dias, aos 4 meses em que ocorreram esses dias típicos e por último à totalidade do ano de 2012 com 3
variantes de índices de produtibilidade hidroeléctrica.
Em seguida apresenta-se uma tabela com os casos que conseguiram satisfazer o consumo para cada
índice de produtibilidade hidroeléctrica para os 4 dias típicos e potência instalada actual.
TABELA 19 - RESULTADOS OBTIDOS APÓS A SIMULAÇÃO PARA O PEA
Tipo de ano
Método 1 Método 2 Método 3
I P V O I P V O I P V O
Seco
Médio
Húmido
Os casos que conseguiram satisfazer o consumo para cada índice de produtibilidade hidroeléctrica para
os 4 dias típicos e com um aumento da potência instalada actual, estão representados na tabela seguinte.
TABELA 20 - RESULTADOS OBTIDOS APÓS A SIMULAÇÃO PARA O PEB
Tipo de ano
Método 1 Método 2 Método 3
I P V O I P V O I P V O
Seco
Médio
Húmido
63
Ao observar as tabelas anteriores pode-se constatar que o método 3 apresenta uma melhoria quando a
potência instalada é aumentada, contudo não é suficiente para abastecer na totalidade a rede eléctrica, uma vez
que, não é capaz de satisfazer a totalidade do consumo para o dia de ponta anual e para dois dias típicos de verão.
Para perceber de que maneira falhou este método, apresenta-se, em seguida, o gráfico que descreve
detalhadamente a evolução temporal da potência fornecida, do consumo e da energia armazenada para o dia em
que existe maior consumo e menor PEEOR, isto é, para o dia típico de ponta anual num ano seco (13/02/2012).
A Figura 22 (b) mostra que o saldo de energia armazenada é negativo, isto deve-se a um uso
excessivo das CA, isto torna-se evidente quando se verifica que as CA estão em constante utilização
durante todo o dia, até nas horas de vazio.
Como se pode observar pela Figura 22 (a), os limites de potência gerada são excedidos a partir
das 17h (hora de ponta). De realçar que a hora em que deixa de ser possível fornecer a totalidade da
energia consumida coincide com o início de decréscimo de potência fornecida pelas centrais solares
fotovoltaicas. Por isso mesmo o próximo passo lógico é aumentar a potência instalada de centrais
eólicas e assim aumentar a energia fornecida por estas.
O perfil de potência instalada passa a ser:
Aumento de potência total instalada em 200% para eólica e 900% para a solar - PEC
o Eólica – 12 582MW
o Solar – 2 200MW
o Hídrica – 2 500MW
o CHR – 1 108
FIGURA 22 - EVOLUÇÃO DE POTÊNCIA FORNECIDA E DO CONSUMO(A) EVOLUÇÃO DA ENERGIA TOTAL ARMAZENADA (B) PARA
PEB
(a) (b)
64
Os resultados apresentam-se na tabela seguinte.
TABELA 21 - RESULTADOS OBTIDOS APÓS A SIMULAÇÃO PARA O PEC
Tipo de ano
Método 3
I P V O
Seco
Médio
Húmido
Desta forma é possível fornecer a energia consumida para todos os dias típicos para todos os
tipos de ano. Em seguida apresenta-se o gráfico com a evolução da potência fornecida, do consumo e
do armazenamento total resultante deste método para o dia de ponta do ano seco.
Na Figura 23 (b), verifica-se uma alteração no saldo de energia total armazenada. Esta
tendência deve-se ao facto de existir um maior excesso de produção por parte das centrais eólicas em
relação ao consumo verificado. Este excesso de produção de energia é armazenada nas horas de vazio
e utilizada, posteriormente, nas horas de ponta (peak shaving)
Como se pode observar pela Figura 23 (a), é possível satisfazer o consumo em todas as horas
do dia, contudo existe uma considerável quantidade de energia que não é aproveitada por parte das
centrais eólicas durante as horas de vazio. Isto deve-se ao facto de as CHR já se encontrarem a
armazenar o máximo de energia que lhes é possível e assim não possível armazenar a totalidade do
excesso de produção de energia eólica nas horas de vazio.
Com vista a diminuir estes efeitos de intermitência, característicos das centrais eólicas e solares
fotovoltaicas, no estudo seguinte considerou-se que o perfil electroprodutor contemplaria um aumento
de potência eólica, a introdução de obrigatoriedade de instalação de 10%, em relação à potência
(b)
FIGURA 23 - EVOLUÇÃO DE POTÊNCIA FORNECIDA E DO CONSUMO(A) EVOLUÇÃO DA ENERGIA TOTAL ARMAZENADA (B) PARA PEC
(a)
65
nominal instalada, de capacidade de armazenamento nos parques eólicos (CAPE), aumento de
potência solar fotovoltaica, aumento de potência CHR e consequente aumento de potência instalada
de CA.
Aumento de potência total instalada em 100% para eólica e 2900% para a solar (PED)
o Eólica – 8 388MW
o Solar – 6 600MW
o Hídrica – 4 000MW
o CHR – 2 500MW
o CAPE – 839 MW
Os resultados apresentam-se na tabela seguinte.
TABELA 22 - RESULTADOS OBTIDOS APÓS A SIMULAÇÃO PARA O PED
Tipo de ano
Método 3
I P V O
Seco
Médio
Húmido
Tal como se pode verificar na tabela acima é possível satisfazer o consumo utilizando apenas
PEEOR, considerando o perfil de produção PED e utilizando o método 3.
O gráfico obtido que descreve a evolução da potência fornecida pelas centrais, do consumo e
da energia total armazenada apresenta-se em seguida.
Como se observa na Figura 24(b) a evolução do armazenamento tem um comportamento
semelhante ao da Figura 23(b), verificando-se que nas horas de vazio as CA revertem o seu
FIGURA 24 - EVOLUÇÃO DA POTÊNCIA FORNECIDA E DO CONSUMO (A) EVOLUÇÃO DA ENERGIA TOTAL ARMAZENADA (B) PARA PED
(a) (b)
66
funcionamento e assim armazenam energia que é posteriormente utilizada nas horas de ponta. O saldo
de energia armazenada é inferior ao verificado no estudo anterior.
Ao comparar a Figura 23 (a) com a Figura 24 (a) é possível notar uma redução significativa no
valor de energia que não é aproveitada. Na realidade, durante as horas de vazio e entre as 8h e as
16h, toda a produção excedente de energia eléctrica, produzida pelas centrais eólicas e solares
fotovoltaicas, foi armazenada nas CHR e nas baterias instaladas pelos parques eólicos. De realçar o
papel desempenhado pelas CA, que na 17ª hora do dia entraram a produção com um valor de potência
fornecida elevado de maneira a contrariar o aumento de potência consumida e a diminuição de potência
fornecida pelas centrais solares fotovoltaicas
Para determinar qual o papel que as CHR possuem na melhor integração de energias
renováveis num sistema eléctrico, considera-se um último parque electroprodutor definido da mesma
forma que o anterior, excepto no valor de potência de armazenamento disponível.
Aumento de potência total instalada em 100% para eólica e 2900% para a solar (PEE)
o Eólica – 8 388MW
o Solar – 6 600MW
o Hídrica – 4 000MW
o CHR – 1 108MW
o CAPE – 0 MW
Os dados resultantes apresentam-se na tabela seguinte:
TABELA 23 - RESULTADOS OBTIDOS APÓS A SIMULAÇÃO PARA O PEE
Tipo de ano
Método 3
I P V O
Seco
Médio
Húmido
Mais uma vez pode-se verificar na tabela acima que é possível satisfazer o consumo utilizando
apenas PEEOR, considerando o perfil de produção PEE e utilizando o método 3.
67
O gráfico obtido que descreve a evolução da potência fornecida pelas centrais, do consumo e
da energia total armazenada apresenta-se de seguida.
Ao comparar a Figura 25(a) com a Figura 24(a) verifica-se que a única diferença entre os dois
gráficos é a potência máxima de armazenamento, enquanto que no PEE se chega ao valor máximo de
potência de armazenamento no PED esse valor não é atingido para o dia em estudo.
De maneira a determinar qual dos dois PE possui a maior capacidade de satisfação do
consumo foi realizada uma simulação anual para cada um dos PE, caso o valor de potência máxima
seja alcançado ou os níveis de energia armazenada cheguem a zero a simulação termina e é registado
o número total de dias que um determinado PE conseguiu abastecer.
Após esta simulação o número total de dias abastecido plenamente pelo PEE foi de 75,
enquanto o número de dias abastecido pelo PED foi de 366. Este resultado realça a importância que
os sistemas de armazenamento têm na integração de energias renováveis num sistema eléctrico.
O custo que advém do fornecimento de energia por parte deste PE pode ser calculado tendo
em conta que os custos médios e energia eléctrica das centrais solares fotovoltaicas é consierado igual
a 247€/MWh, o custo médio das centrais eólicas-onshore igual a 78€/MWh e o custo médio das centrais
híricas igual a 62€.
Os valores anuais de energia produzida pelas centrais eólicas, considerando o PEE, é igual a
20 749GWh de onde se calcula o custo anual de produção de 1,618G€. As centrais solares fotovoltaicas
possuem um custo de produção anual de 2,425G€ e as centrais hidroeléctricas possuem um custo de
produção anual de 0,400G€. Com estes valores é possível determinar o custo médio de produção de
energia eléctrica que vale 150,7 €/MWh.
FIGURA 25 - EVOLUÇÃO DA POTÊNCIA FORNECIDA E DO CONSUMO (A) EVOLUÇÃO DA ENERGIA TOTAL ARMAZENADA (B) PARA PEE
(a) (b)
68
Caso as centrais eólicas e fotovoltaicas fossem remuneradas pela tarifa garantida registada no
ano de 2012 de 98€/MWh para centrais eólicas, 360€/MWh para centrais fotovoltaicas e o mesmo custo
de produção média para as centrais hídricas o valor do custo médio de energia eléctrica passaria a ser
de 202,4€/MWh.
5.2 Simulador de mercado
Tal como foi referido no capítulo 4, as tarifas bonificadas atribuídas aos PRE têm um período
de validade. Após este período fixo de remuneração, as centrais PRE passam a comercializar a
totalidade da energia produzida em mercado organizado.
Para as centrais em PRO, o preço ao qual vendem a energia que produzem é determinado
pelo mercado organizado, mais concretamente, através da participação no leilão de energia.
Com o intuito de estudar quais as consequências tanto para as centrais que participam,
actualmente, no mercado organizado como para as centrais que irão participar neste mercado após a
expiração da tarifa fixa, criou-se um modelo de simulação de mercado organizado.
De maneira a recriar as condições de um leilão de energia eléctrica é necessário conhecer por
um lado as curvas de produção dos centros produtores e por outro as curvas de procura dos
consumidores.
5.2.1. Cálculo das curvas de custo de produção
Habitualmente as curvas de custo de produção de geradores eléctricos são dadas por funções
deste tipo: [69]
𝑪𝒊 = 𝒂 + 𝒃. 𝑷𝑮𝒊 + 𝒄. 𝑷𝑮𝒊𝟐 (17)
Neste estudo considerou-se uma função linear para relacionar os custos de produção dos
geradores eléctricos com a potência produzida:
𝑪𝒊 = 𝒂 + 𝒃. 𝑷𝑮𝒊 (18)
É possível aproximar os parâmetros a e b da equação acima tendo em conta os custos fixos e
variáveis de cada tipo de gerador.
Todos os centros electroprodutores possuem custos de produção, estes custos tanto podem
ser custos fixos (CF) como custo variáveis (CV) que dependem da quantidade de energia produzida (q).
Pode-se afirmar que os custos totais são calculados através da equação seguinte:
𝑪𝑻(𝒒) = 𝑪𝑭 + 𝑪𝑽(𝒒) (19)
69
Os custos fixos (CF) são inerentes a todas as tecnologias de produção de energia eléctrica e
dizem respeito a custos como o valor total do investimento (Cinv), o valor da anuidade do empréstimo
(a) e os custos de operação e manutenção (CO&M).
O custo a pagar pelo empréstimo contraído, no valor de C0 a um a um juro constante de j, é
calculado utilizando a expressão que indica o montante total da dívida no ano n, da seguinte forma:
𝑪𝟎 = 𝑪𝟎 (20)
𝑪𝟏 = 𝑪𝟎(𝟏 + 𝒋) − 𝒂 (21)
𝑪𝒏 = 𝑪𝟎(𝟏 + 𝒋)𝒏 − 𝒂(𝟏 + (𝟏 + 𝒋) + ⋯ + (𝟏 + 𝒋)𝒏−𝟏) (22)
O segundo termo da subtracção da equação acima representa a soma dos termos de uma
progressão geométrica. Esta soma pode ser simplificada da seguinte forma:
𝑺𝒏 = ∑ (𝟏 + 𝒋)𝒊−𝟏𝒏𝒊=𝟏 (23)
Assumindo que (1+j) = b,
𝑺𝒏 = 𝟏 + 𝒃 + 𝒃𝟐 + ⋯ + 𝒃𝒏−𝟏 = 𝒃 (𝟏 + 𝒃 + ⋯ + 𝒃𝒏−𝟏) + 𝟏 − 𝒃𝒏 (24)
𝑆𝑛
𝑺𝒏 = 𝒃𝑺𝒏 + 𝟏 − 𝒃𝒏 ⇔ 𝑺𝒏 (𝟏 − 𝒃) = 𝟏 − 𝒃𝒏 ⇔ 𝑺𝒏 =𝟏−𝒃𝒏
𝟏−𝒃 ⇔ 𝑺𝒏 =
𝟏−(𝟏+𝒋)𝒏
𝟏−(𝟏+𝒋) (25)
Considerando que no último ano de empréstimo o saldo devedor da dívida é igual a 0€:
𝑪𝒏 = 𝟎 ⇔ 𝟎 = 𝑪𝟎(𝟏 + 𝒋)𝒏 − 𝒂𝑺𝒏 ⇔ 𝒂 = 𝑪𝟎(𝟏+𝒋)𝒏
𝑺𝒏=
𝑪𝟎(𝟏+𝒋)𝒏
𝟏−(𝟏+𝒋)𝒏[𝟏 − (𝟏 + 𝒋)] =
−𝒋𝑪𝟎(𝟏+𝒋)𝒏
𝟏−(𝟏+𝒋)𝒏 (26)
𝒂 = −𝒋𝑪𝟎∗𝟏
𝟏−(𝟏+𝒋)𝒏
(𝟏+𝒋)𝒏
= −𝒋𝑪𝟎𝟏
(𝟏+𝒋)𝒏−𝟏=
−𝒋𝑪𝟎
(𝟏+𝒋)−𝒏−𝟏=
𝒋𝑪𝟎
𝟏−(𝟏+𝒋)−𝒏 (27)
Na tabela seguinte apresentam-se os Cinv, tempo de vida útil médio (n), factor de utilização
médio em Portugal (Fu), os CO&M considerados para cada uma das principais tecnologias de centrais
produtoras e representa-se também a anuidade do respectivo empréstimo.
TABELA 24 - CUSTOS FIXOS, FACTORES DE UTILIZAÇÃO E TEMPO MÉDIO DE VIDA ÚTIL PARA
DIFERENTES TECNOLOGIAS DE CENTRAIS PRODUTORAS DE ENERGIA ELÉCTRICA [27]
Tecnologia Cinv [€/kW] n [anos] Fu [%] CO&M [%/ano] a [%]
CCGN 550 30 50 1,2 8,51
CP 1 730 30 80 1,5 8,51
Eólica-onshore 1 460 20 25 1,8 9,85
Grande CA 1750 50 30 0,5 7,75
70
Como se pode observar pela Tabela 24, as centrais que possuem maiores custos de
investimento são as centrais a CP e grande CA. A tecnologia que possui o menor custo de investimento
é a CCGN.
5.2.2. Cálculo dos custos variáveis
Os custos variáveis são os custos que variam com a quantidade de energia produzida, estes
englobam, o custo de combustível, o custo de emissões de GCEE e o custo de O&M variável, este
último é aplicável a todas as centrais termoeléctricas, representa o custo de reparação do desgaste
das principais componentes, também denominado como o custo de grande reparação.
O custo variável que maior peso tem, para as centrais termoeléctricas, é o custo do combustível
usado. Contudo é também importante ter em conta o custo das licenças de emissão, uma vez que, este
custo contribui para o aumento do custo variável total.
O custo dos combustíveis usados por estas centrais e o preço de uma licença de emissão são
apresentados na Tabela 25.
TABELA 25 - EVOLUÇÃO DOS PREÇOS DA HULHA, GÁS NATURAL E LICENÇA DE EMISSÃO DE 2003 A
2012 [78], [79] E [80]
Ano
2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012
Combustível
Hulha [€/ton] 32,71 46,70 54,24 47,04 56,38 95,83 58,10 68,40 84,79 69,64
Gás Natural [€/GJ] 11,83 10,98 11,82 13,27 13,84 15,82 14,39 14,40 16,12 19,23
Licença de emissão
EUA [€/ton] - - 18,14 18,45 0,72 25,74 15,29 15,44 13,83 7,47
Nota: Preço do gás natural para consumidores com consumo anual não inferior a 200 GJ a partir do
2º semestre.
TABELA 26 - CUSTOS DE OPERAÇÃO E MANUTENÇÃO VARIÁVEIS E VALORES DE EMISSÕES DE GCEE
PARA DIFERENTES TECNOLOGIAS DE CENTRAIS PRODUTORAS DE ENERGIA ELÉCTRICA
Tecnologia CO2 (kg
CO2e/kWh) SO2 (g /kWh)
NOx (g /kWh)
NOx (kg CO2e/kWh)
CO&MV (€/MWh)
CCGN 0,1809 0,0015 0,0116 0,0036 3,34
CP 0,3186 0,1547 0,0928 0,0288 2,69
Eólica-onshore 0 0 0 0 0
Grande hídrica 0 0 0 0 0
FV 0 0 0 0 0
Observando a Tabela 26 verifica-se que em termos de custos variáveis, as centrais de
tecnologia eólica e hídrica apresentam custos variáveis nulos. Enquanto as centrais a CP apresentam
um menor custos variável de operação e manutenção.
As emissões de GCEE, por parte de centrais que não utilizam FER, apenas se verificam nas
centrais termoeléctricas CCGN e CP. As licenças de emissão EUA, tal como já foi referido no capítulo
71
4.2., são aplicáveis a um grupo de GCEE e não exclusivamente a emissões de CO2. A unidade utilizada
para medir estas emissões é a massa de dióxido de carbono equivalente (CO2e). O custo variável
inerente destas emissões é obtido através do produto entre a massa de CO2e e o preço das licenças
de emissão EUA.
Uma vez que os óxidos de azoto são considerados GCEE é necessário proceder à conversão
de massa deste gás para massa de dióxido de carbono equivalente. Para efectuar esta conversão
utiliza-se uma medida denominada Global-Warming Potential (GWP), que compara a quantidade de
calor que uma massa de GCEE consegue reter na atmosfera com a quantidade de calor retida pela
mesma massa de dióxido de carbono. O GWP é, habitualmente, calculado para três intervalos de
tempo, 20, 100 e 500 anos. Uma vez que o dióxido de carbono é o GCEE de referência no cálculo do
GWP, o valor do seu GWP é unitário, enquanto o GWP a 100 anos do dióxido de azoto vale 310. É
agora possível converter uma massa de NO2 para uma massa de CO2e fazendo o produto do valor da
massa de NO2 pelo seu valor de GWP a 100 anos, que é o intervalo de tempo usado pelas entidades
reguladoras. [81]
Ainda não se conhecem, definitivamente, quais os efeitos que o dióxido de enxofre tem no
agravamento no efeito de estufa ou se, por outro lado, pode ser benéfico, no sentido em que reflecte
parte da radiação solar incidente na atmosfera, reduzindo assim a sua temperatura. Apesar da sua
emissão em grande escala poder provocar chuvas ácidas, este gás não é, actualmente, considerado
como um gás que contribui directamente para o efeito de estufa.
Para além dos custos variáveis apresentados, é necessário ter em conta os custos de arranque
das centrais termoeléctricas a CCGN e a CP.
Um arranque a frio é um arranque realizado quando a temperatura dos componentes
constituintes da central, tais como as caldeiras e turbinas, desce abaixo de uma determinada
temperatura. Estes arranques provocam a diminuição do tempo de vida útil das componentes, uma vez
que os materiais destas componentes ficam sujeitos a fadiga mecânica sofrendo deformação devido
às variações térmicas ocorridas tanto no arranque como no processo de paragem. Estes danos
verificam-se principalmente nas centrais a termoeléctricas a carvão e é por isso mesmo que são
definidos valores de potência mínimos abaixo dos quais a produção de energia eléctrica não é rentável
para estas centrais. Para além dos desgastes nas peças da central que fazem antecipar as necessárias
manutenções, que obrigam à paragem dos geradores, estes arranques possuem também um
acréscimo de consumo de combustível, água, de químicos como catalisadores ou aditivos, entre outros.
[82]
Na tabela seguinte representam-se os valores médios dos custos de arranque e respectivos
aumentos de consumo de combustível que dizem respeito a centrais a centrais de GNCC e centrais
termoeléctricas a CP super-críticas (CPSC), centrais cujas caldeiras funcionam a temperaturas e
pressões acima do ponto crítico da água.
72
TABELA 27 - CUSTOS VARIÁVEIS DE ARRANQUE E LOAD FOLLOWING, PARA CENTRAIS CPSC E GNCC
[82]
Aumento do consumo de
combustível [GJ/MWinstalado] Outros custos de arranque (químicos,
água, aditivos,etc) [€/MWinstalado]
Centrais Arranque
a frio Arranque
intermédio Arranque a quente
Arranque a frio
Arranque a intermédio
Arranque a quente
CPSC 14,8 10,6 7,9 7,59 5,97 4,20
GNCC 0,3 0,2 0,2 n.d. n.d. n.d.
CO&M [€/MWinstalado]
Arranque
a frio Arranque
intermédio Arranque a quente
CPSC 78 49 44
GNCC 59 41 26
Com os valores dos custos fixos e dos custos variáveis é possível determinar as curvas de
produção para cada tipo de produtor.
FIGURA 26 - CURVAS DE CUSTO DE PRODUÇÃO PARA PARQUES EÓLICOS E CA
As curvas de custo de produção para as centrais a CP e de CCGN não são apresentadas, uma
vez que estas variam de ano para ano com o preço dos combustíveis e das licenças de emissão de
GCEE. Contudo estas curvas possuem a mesma forma que as apresentadas acima, apenas o declive
da recta (custo marginal) é diferente.
Considerou-se o funcionamento do mercado organizado como um problema de despacho
económico, em que não foram consideradas as perdas do sistema. Uma vez que se pretende minimizar
os custos de produção e ao mesmo tempo garantir que o consumo é satisfeito, estamos perante um
problema e optimização condicionada por uma restrição.
A função objectivo que se pretende minimizar é a função do custo horário de produção global
do sistema, C. Pode-se representar essa função da seguinte forma:
𝑪 = 𝑪𝟏. 𝑷𝑮𝟏 + ⋯ + 𝑪𝒏. 𝑷𝑮𝒏 (28)
Na equação acima a função de custo de produção horário de um determinado produtor
representa-se por Cn e a sua potência gerada por PGn.
0
5000
10000
15000
20000
0 500 1000 1500 2000 2500
Cu
sto
[€
]
Potência gerada [kW]
Custo de produção de aerogerador
0
2000
4000
6000
8000
10000
12000
14000
0 50 100 150 200 250
Cu
sto
[€
]
Potência gerada [MW]
Custo de produção de CA
73
A restrição imposta é a seguinte:
𝑷𝑮𝟏 + ⋯ + 𝑷𝑮𝒏 = 𝑷𝑪 (29)
Esta restrição traduz a obrigação de satisfação da potência consumida numa determinada hora.
No modelo desenvolvido são também consideradas restrições de limite de produção de cada uma das
centrais.
O modelo de simulação de mercado desenvolvido funciona partindo dos seguintes
pressupostos:
Todos os produtores de energia eléctrica participantes no leilão de energia oferecem a
energia que produzem ao custo médio de produção respectivo;
As CA apenas entram a produção quando todas as restantes centrais envolvidas são
incapazes de satisfazer o consumo;
Os perfis do abastecimento do consumo e preços de venda de energia eléctrica tanto para a
PRE como para a PRO referentes aos anos 2003-2012 estão representados na Tabela 28.
TABELA 28 - PRODUÇÃO ELÉCTRICA ENTRE 2003 E 2012
Ano Carvão (GWh)
Fuel (GWh)
Gás Natural (GWh)
CA (GWh)
CFA (GWh)
Imp. (GWh)
Exp. (GWh)
PRE excepto
PRE eólico (GWh)
PRE eólico (GWh)
Bomb.
(GWh)
Consumo (GWh)
Preço Médio (€/MWh)
PRE PRO
2003 13 657 2 725 6 103 5 303 9 392 3 064 422 3 213 469 485 43 167 77,2 57,1
2004 13 965 2 039 9 829 3 174 6 075 6 542 210 3 684 778 408 45 467 79,9 55,5
2005 14 303 4 897 11 508 1 676 2 888 6 892 211 4 813 1 725 568 47 924 85,7 59,4
2006 14 083 1 547 9 935 4 358 5 878 5 898 595 5 845 2 892 703 49 138 92,6 65,9
2007 11 678 1 307 10 525 3 459 6 089 7 673 310 6 134 4 012 541 50 027 94,6 62,1
2008 10 457 835 12 593 2 566 3 904 9 470 160 5 852 5 695 639 50 574 97,1 62,1
2009 11 971 330 11 502 3 287 4 633 5 602 949 6 920 7 493 929 49 860 93,7 48,0
2010 6 615 72 10 760 6 488 8 401 4 352 1 899 8 894 9 024 512 52 195 91,2 69,8
2011 9 170 4 10 375 4 213 6 620 4 454 1 782 9 179 9 003 737 50 498 93,5 50,0
2012 12 136 0 5 641 2 774 3 051 8 297 403 8 940 10 012 1 388 49 060 98,3 47,95
No estudo realizado com a utilização do simulador de mercado foram considerados 3 cenários
de simulação distintos:
Cenário A – Todos os PRO participam no mercado organizado e e considera-se que
nenhum PRE produz energia;
Cenário B – Todos os PRO e PRE eólicos participam no mercado organizado.
Cenário C – Todos os PRO e PRE eólicos participam no mercado, mas os PRE apenas
comercializam metade da energia produzida e a restante parte é remunerada à tarifca fixa.
Com o “Cenário A” pretende-se simular a situação em que não existiriam centrais eólicas a
fornecer energia eléctrica à rede. Com este cenário pretende-se estabelecer a referência para a
comparação com o “Cenário B” que simula uma situação que não é, de todo, improvável uma vez que
74
após o fim da validade da tarifa garantida, estes produtores terão de comercializar a energia produzida
em mercado organizado.
O “Cenário C “ pretende simular um sistema alternativo de remuneração dos PRE. Tal como
foi referido no capítulo 4, em certos países, os PEEOR são remunerados através de uma tarifa fixa que
contempla apenas uma porção de energia total que a central é capaz de produzir e a restante tem de
ser comercializada participando em mercados organizados.
75
5.2.3. Resultados
Nas tabelas seguintes apresentam-se os resultados obtidos da simulação de mercado
organizado para os diferentes cenários considerados.
TABELA 29 - RESULTADOS DA SIMULAÇÃO DE MERCADO PARA O CENÁRIO A
Ano Carvão [GWh]
Gás natural [GWh]
CA [GWh]
Pmed [€/MWh]
PP [€/MWh]
EGCEE [103 ton
CO2-eq]
2003 15 268 5 000 5 117 84,98 57,45 6 231
2004 15 369 8 716 3 504 85,95 64,10 6 952
2005 15 405 11 513 2 138 97,18 75,56 7 481
2006 15 383 11 847 3 900 107,83 77,50 7 535
2007 15 376 11 145 3 028 105,21 75,16 7 403
2008 15 317 13 380 2 493 123,40 99,36 7 796
2009 15 396 15 791 2 524 112,55 85,12 8 268
2010 15 167 11 154 6 396 111,17 81,51 7 332
2011 15 028 13 026 4 566 121,50 91,47 7 630
2012 15 256 12 739 2 543 137,91 94,59 7 656
Média 15 2967 11 431 3 620 108,77 80,18 7 428
TABELA 30 - RESULTADOS DA SIMULAÇÃO DE MERCADO PARA O CENÁRIO B
Ano Carvão [GWh]
Gás natural [GWh]
CA [GWh]
Parques eólicos [GWh]
Pmed [€/MWh]
PP [€/MWh]
EGCEE [103 ton
CO2-eq]
2003 15 271 4 729 5 102 282 84,97 57,32 6 182
2004 15 363 8 080 3 489 657 85,8 63,9 6 834
2005 15 405 9 873 2 122 1 656 96,81 74,43 7 178
2006 15 382 9 350 3 858 2 539 105,87 74,89 7 074
2007 15 376 7 745 3 016 3 413 101,6 71,78 6 775
2008 14 638 8 767 2 096 5 689 119,94 92,45 6 708
2009 15 392 9 373 2 505 6 441 107,92 78,75 7 082
2010 15 144 4 979 6 396 6 198 100,41 75,46 6 184
2011 14 770 6 317 4 566 6 968 112,4 82,77 6 301
2012 15 242 5 021 2 543 7 732 128,4 79,56 6 226
Média 15 198 7 423 3 569 4 157 104,41 75,13 6 654
TABELA 31 - RESULTADOS DA SIMULAÇÃO DE MERCADO PARA O CENÁRIO C
Ano Carvão [GWh]
Gás natural [GWh]
CA [GWh]
Parques eólicos [GWh]
Pmed [€/MWh]
PP [€/MWh]
EGCEE [103 ton
CO2-eq]
2003 15 268 4 868 5 108 141 88,23 57,41 6 206
2004 15 365 8 392 3 498 334 85,92 63,99 6 891
2005 15 405 10 692 2 126 833 97 74,99 7 330
2006 15 388 10 567 3 860 1 315 105,67 76,15 7 301
2007 15 391 9 317 3 016 1 826 103,89 73,28 7 071
2008 15 167 11 084 2 096 2 843 122,97 95,91 7 320
2009 15 400 12 306 2 505 3 502 110,93 81,54 7 625
2010 15 211 7 302 6 396 3 808 106,53 77,59 6 636
2011 14 994 9 008 4 566 4 052 117,23 86,15 6 876
2012 15 273 4 551 2 543 4 551 129,95 85,48 6 818
Média 15 286 8 809 3 571 2 321 107 77 7 007
76
Numa análise às médias anuais, verifica-se que a quantidade de energia produzida pelas
centrais a carvão e hidroeléctrica mantêm-se, sensivelmente, constante para os 3 cenários testados.
Comparando os resultados obtidos na simulação para o “Cenário A” com o “Cenário B” verifica-
se que tanto a média dos preços médios de venda e a média dos preços de produção são menores no
cenário B.
É de realçar que o valor de energia médio vendido pelos parques eólicos no cenário C não
corresponde a metade do valor vendido no cenário B, existe um desvio de cerca de 11%, o que
demonstra que nem toda a energia oferecida no mercado foi adquirida.
Para se poder tecer comentários em relação à sustentabilidade económica de cada conjunto
de produtores é necessário descrever quais sãos os seus custos variáveis e quais os seus custos
médios. Na tabela seguinte são expostos estes dados.
TABELA 32 - CUSTOS MÉDIOS E MARGINAIS PARA CENTRAIS A CARVÃO E GÁS NATURAL
CCGN
[€/MWh] CP [€/MWh]
CCGN
[€/MWh] CP [€/MWh]
Cmed Cmarg Cmed Cmarg Cmed Cmarg Cmed Cmarg
2003 92 81 46 25 2008 122 111 85 64
2004 87 76 52 31 2009 110 100 63 42
2005 95 85 62 41 2010 111 100 68 47
2006 108 97 59 38 2011 121 111 75 54
2007 105 94 57 36 2012 140 129 66 45
Média dos 10 anos 99,1 98,4 63,2 42,3
Os custos marginais e médios das centrais hídricas e eólicas são considerados independentes
de acontecimentos externos, isto é não dependem do custo de combustíveis como é o caso das centrais
termoeléctricas. Os custos médios para centrais eólicas-onshore é considerado igual a 78€/MWh, o
custo marginal desta tecnologia vale 12€/MWh. Para as centrais hidroeléctricas o custo médio
consierado é de 64€/MWh e o custo marginal igual a 11€/MWh.
Para determinar a sustentabilidade económica de uma central compara-se o valor ao qual lhe
é comprada a energia com o custo marginal e médio. Caso o custo de aquisição de energia seja
superior ao custo médio, que é o custo oferecido por todas as centrais neste modelo, é garantida a
sustentabilidade a longo prazo. Caso o custo de aquisição de energia seja superior apenas ao custo
marginal de produção de uma central a sua sustentabilidade económica apenas está garantida a curto
prazo.
Uma vez que o preço ao qual a energia é comprada aos produtores é superior ao custo médio
das centrais eólicas-onshore estas centrais conseguem assegurar a sustentabilidade económica a
longo prazo. A sustentabilidade das centrais hidroeléctricas é, igualmente, garantida para longo prazo.
77
As centrais a carvão apresentam, para qualquer um dos cenários simulados, um custo médio
de produção inferior ao preço médio de compra de electricidade, assim sendo estas centrais garantem
a sua sustentabilidade a longo prazo.
Já as centrais a gás natural não conseguem, tanto a longo como a curto prazo, garantir para
todos os cenários a sua sustentabilidade. A sustentabilidade a curto prazo é garantida para todo o
período do primeiro cenário. A partir do ano de 2005, para ambos os cenários em que existe produção
de energia eólica estas centrais não conseguem garantir a sua sustentabilidade a curto prazo.
Em termos de poluição, o cenário que apresenta as maiores vantagens é o “Cenário B” em que
se consegue evitar a emissão de, aproximadamente, 800 kton CO2-eq quando comparado com o
“Cenário A” em que a produção de energia eólica é nula.
Em termos de sustentabilidade a curto e longo prazo dos diferentes produtores eléctricos,
verifica-se que ao integrar uma maior quantidade de energia eólica produzida na rede eléctrica pode
alterar a sustentabilidade de certas centrais. No caso do estudo realizado, verificou-se que as centrais
que possuem um custo médio superior ao custo médio do novo produtor introduzido no mercado vêm
a sua sustentabilidade económica posta em causa.
78
79
6. Conclusão e Trabalho Futuro
6.1. Conclusão
O grande objectivo deste trabalho é o estudo da possibilidade de uma maior contribuição dos
recursos renováveis no sistema eléctrico nacional.
No capítulo 2 foi feita uma caracterização das principais tecnologias capazes de produzir
energia eléctrica fazendo uso de fontes de energia renovável em Portugal. Foi também feito o
levantamento da actual potência instalada para cada uma dessas tecnologias e quais os custos de
investimento inerentes. Foram estudados os fenómenos de sazonalidade na restituição de energia do
recurso hídrico. Apresentaram-se mapas referentes à distribuição geográfica dos principais recursos
renováveis e sobrepuseram-se estes mapas com o mapa da actual rede eléctrica nacional, permitindo
assim uma análise geral do potencial de cada tecnologia. Estudou-se a variância com dispersão
geográfica do recurso eólico através de uma análise estatística com base em medidas de 15 em 15
minutos de potência gerada por 10 aerogeradores localizados em locais diferentes na região de Torres
Vedras. Após este estudo chegou-se à conclusão que os valores da velocidade do vento, nesta região,
relativos a posições geográficas distintas mas relativamente próximas não estão linearmente
correlacionados.
No capítulo 3 foram endereçados os problemas de constrangimento no funcionamento da rede
eléctrica. Concluiu-se que a integração em larga escala de centrais que fazem uso de fontes de energia
renovável (FER) põe em causa a inércia do sistema eléctrico, o que leva a perda de capacidade de
regulação de frequência que é necessária quando ocorrem perturbações na rede. Neste capítulo
concluiu-se também que uma das formas de evitar constrangimentos na rede é recorrer a recursos de
armazenamento e que para o caso de Portugal a tecnologia mais vantajosa é a hídrica reversível.
No capítulo 4 foi feito o levantamento da regulação que actualmente rege a comercialização de
energia renovável em Portugal. Chegou-se à conclusão que apesar de o sistema de remuneração mais
comum ser o da tarifa fixa, existem outros sistemas de remuneração diferentes.
No capítulo 5 foi estudada a hipótese de integração de energias renováveis no sistema eléctrico
nacional. Foi testada a hipótese de fornecimento total de energia eléctrica somente a partir de centrais
que fazem uso de FER. Chegou-se à conclusão que o fornecimento total energia eléctrica através de
centrais que fazem uso de FER é possível, contudo é necessário fazer investimentos de modo a
aumentar a potência instalada destas centrais. Deste estudo conclui-se também que a utilização de
recursos de armazenamento torna possível uma maior integração de centrais que fazem uso FER.
Foram averiguadas quais as alternativas de remuneração possíveis e quais as que apresentam maiores
benefícios económicos tanto para os produtores como para os consumidores. Conclui-se que a
integração de centrais eólicas no mercado organizado trará como consequência a diminuição do preço
de venda de electricidade, o que do ponto de vista do consumidor é um aspecto positivo, contudo esta
80
integração de produtores eólicos no mercado tornará economicamente insustentável a actividade de
certos produtores.
6.1. Trabalho Futuro
Nesta secção deixam-se algumas propostas de trabalho futuro a nível académico.
Um aspecto a melhorar no simulador de mercado diário seria a consideração de interligação
entre os sistemas eléctricos português e espanhol, invés de ser considerado que o mercado funciona
constantemente em market splitting. Isto iria afectar de uma maneira significativa os preços de venda
de energia.
Um trabalho a ser desenvolvido e trabalhado poderia consistir em ter em conta que os recursos
renováveis não possuem uma variância geográfica interdependente, isto é, ter em consideração que
ao considerar um aumento de potência instalada de uma central renovável não iria necessariamente
significar um aumento proporcional de energia eléctrica gerada.
Ter em conta as perdas da rede e assim poder determinar qual o efeito que a produção
descentralizada proporcionada pelas centrais que produzem energia a partir de fontes renováveis iria
surtir no funcionamento da rede.
Realizar um estudo estatístico que permita simular as condições de intermitência das fontes
renováveis, assim como a determinação da curva de procura.
Desenvolvimento de um modelo capaz de determinar qual o parque electroprodutor renovável
capaz de satisfazer o consumo de maneira a obter o menor preço de energia eléctrica. Automatizando
os métodos utilizados no capitulo 5.1. a procura seria feita inicialmente nos dias característicos do ano
e a análise iria sendo alargada de maneira a englobar um período de tempo cada vez maior.
81
7. Bibliografia
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82
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86
87
ANEXO A – EMISSÕES DE GCEE DOS PAÍSES EUROPEUS ENTRE 2010 E 2011
Gre
enhouse
Gas
Em
issi
ons
(sourc
e:
EE
A)
[env_
air
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AI
Gre
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4.9
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21.0
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52
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63.8
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67.8
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14,2
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Irela
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59.6
08
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44
Fin
land
76.2
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5.3
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27
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45
Fin
land
68.9
98
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76
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45
Neth
erlands
219.3
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16.5
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46
Cze
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epublic
134.5
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ch R
epublic
138.4
62
10.5
06.8
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13,1
87
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erlands
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64
16.6
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99
12,3
07
Cypru
s10.3
03
819.1
40
12,5
88
Cypru
s10.0
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12,0
28
Belg
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Germ
any
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87
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09
Germ
any
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Belg
ium
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11.0
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38
11,3
110
Denm
ark
63.6
64
5.5
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38
11,5
011
Norw
ay
54.5
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Norw
ay
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Denm
ark
58.7
67
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60.6
28
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712
Pola
nd
403.1
66
38.1
67.3
29
10,5
613
Pola
nd
400.7
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38.5
29.8
66
10,4
013
Gre
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09.8
85
10,3
714
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87.0
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10,4
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Aust
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517
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122
Spain
364.9
35
46.1
52.9
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7,9
122
Spain
361.8
13
45.9
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16
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723
Fra
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502.4
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64.9
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07
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Sw
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58.3
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Lith
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21.7
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Sw
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625
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Port
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10.5
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chte
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2010
GE
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GE
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Popula
tion
Ranki
ng
88
ANEXO B – PRINCIPAIS RIOS E RESPECTIVOS AFLUENTES EM PORTUGAL CONTINENTAL
89
ANEXO C – REPRESENTAÇÃO DA PRECIPITAÇÃO MÉDIA ANUAL (1959-1991) NO TERRITÓRIO DE
PORTUGAL CONTINENTAL, EM MM
Precipitação (mm)
90
ANEXO D – DADOS DOS PRINCIPAIS RIOS E AFLUENTES DE PORTUGAL CONTINENTAL Bacia Rio Estação Caudal médio
anual [m3/s]
Escoamento médio
anual [dam3]
Arade Rio Arade Funcho 1,65 52 065
Ave Rio Ave Ponte Ave 26,28 828 688
Ave Rio Este Ponte Junqueira 6,27 197 746
Cávado Rio Cávado Barcelos 54,89 1 731 144
Douro Rio Tua Castanheiro 42,40 1 337 055
Douro Rio Corgo Ermida Corgo 8,29 261 584
Douro Rio Paiva Fragas da Torre 20,81 656 258
Douro Rio Douro Miranda 225,38 7 107 530
Douro Rio Douro Pocinho 249,04 7 853 653
Douro Rio Tedo Quinta Castelo Borges 1,20 37 887
Douro Rio Sabor Quinta das Laranjeiras 28,52 899 428
Douro Rio Tâmega Torrão 67,72 2 135 464
Guadiana Rio Cobres Albernoa 0,41 16 826
Guadiana Rio Degebe Amieira 6,66 209 950
Guadiana Rio Ardila Ardila (foz) 13,99 441 116
Guadiana Rio Cobres Entradas 0,18 5 611
Guadiana Rio Cobres Monte da Ponte 3,01 95 039
Guadiana Rio Guadiana Monte da Vinha 41,75 1 316 760
Guadiana Ribeira de Odeleite Monte dos Fortes 2,40 74 294
Guadiana Ribeira de Oeiras Oeiras 2,36 74 475
Guadiana Ribeira de Algalé Ponte Algalé 0,33 10 338
Guadiana Rio Guadiana Ponte Mourão 108,38 3 417 827
Guadiana Rio Guadiana Pulo do Lobo 140,90 4 443 398
Guadiana Ribeira da Foupana Tenência 1,19 42 671
Guadiana Ribeira do Vascão Vascão 3,68 107 223
Guadiana Rio Degebe Vendinha 2,22 57 264
Lima Rio Lima Alto do Lindoso 35,95 1 133 706
Lima Rio Lima Ponte da Barca 46,72 1 473 517
Minho Rio Minho Foz do Mouro 302,74 9 585 275
Mira Rio Mira Santa Clara 2,64 83 249
Mondego Rio Mondego Aguieira 59,09 1 863 461
Mondego Rio Mondego Açude Ponte Coimbra 64,69 2 039 982
Mondego Rio Ceira Ponte Cabouco 10,56 266 255
Mondego Rio Mondego Ponte Juncais 9,11 287 366
Mondego Rio Arunca Ponte Mocate 7,27 229 280
Ribeiras do Algarve Ribeira de Aljezur Cerca dos Pomares 0,40 13 929
Ribeiras do Algarve Ribeira de Almargem Curral de Boeiros 0,50 15 912
Ribeiras do Algarve Ribeira de Aljezur Ponte Pereiro 0,45 14 342
Ribeiras do Algarve Ribeira da Quarteira Ponte Rodoviária 0,75 31 103
Sado Rio Sado Moinho da Gamitinha 7,87 248 131
Sado Ribeira de Campilhas Ponte Alvalade Campilhas 1,81 65 360
Sado Rio Sado Ponte Alvalade Sado 1,43 44 946
Sado Ribeira do Xamarra Torrão do Alentejo 1,93 60 902
Tejo Rio Nabão Agroal 4,66 138 055
Tejo Rio Tejo Almourol 300,85 9 628 999
Tejo Rio Zêzere Cabril 39,22 1 236 686
91
Tejo Ribeira da Raia Couto de Andreiros 2,03 62 046
Tejo Rio Tejo Fratel 281,92 8 890 643
Tejo Rio Nabão Fábrica da Matrena 8,83 278 425
Tejo Ribeira da Raia Maranhão 5,44 171 594
Tejo Rio Sôr Montargil 3,95 124 582
Tejo Rio Sorraia Ponte Coruche 23,67 736 510
Tejo Rio Tejo Tramagal 237,00 7 474 107
Tejo Rio Tejo Ómnias 335,06 10 566 484
Vouga Rio Águeda Ponte Redonda 5,00 157 540
Vouga Rio Caima Ponte Vale Maior 4,69 148 059
Vouga Rio Vouga Ponte Vouzela 13,41 404 423
Vouga Rio Águeda Ponte Águeda 8,91 280 900
Vouga Rio Alfusqueiro Ribeiro 6,39 213 271
92
ANEXO E – DISTRIBUIÇÃO DE PARQUES EÓLICOS DE PORTUGAL CONTINENTAL, SITUAÇÃO NO FINAL DE
2012.
93
ANEXO F – TABELA REPRESENTATIVA DE CUSTOS DE PRINCIPAIS PARCELAS NUM PROJECTO DE UM
AEROGERADOR
94
ANEXO G - DISTRIBUIÇÃO GEOGRÁFICA DA SOMA DA IRRADIÂNCIA SOLAR ANUAL E DO NEPS PARA UM
SISTEMA DE 1KWP COM ÍNDICE DE DESEMPENHO DE 0.75 E ÂNGULO ÓPTIMO [53] E [54]
95
ANEXO H - EVOLUÇÃO DA POTÊNCIA INSTALADA, CUSTO DE INVESTIMENTO E SOBRECUSTO REFERENTE
A PARQUES EÓLICOS
Ano ∑ 𝐏𝐢𝐧𝐬𝐭 [MW] Pinst
[MW]
ICTG
(excluindo
Habitação) [%]
j15 (%) Cinv [€/kW] µCinv [€/kW]
2003 296 102 3,19 5,17 900 – 1 200 1 050
2004 522 226 2,32 5,21 1000 – 1 200 1 100
2005 1 022 500 2,23 5,42 900 – 1 100 1 000
2006 1 681 659 3,1 6,07 900 – 1 100 1 000
2007 2 446 765 2,43 6,03 1 200 – 1 400 1 300
2008 3 037 591 2,55 5,62 1 200 – 1 400 1 300
2009 3 519 482 -1,01 4,57 950-1 350 1 385
2010 3 863 344 1,37 4,1 1 060-1 470 1 485
2011 4 301 438 3,74 3,68 1 400 1 415
2012 4 450 149 2,75 2,93 1 350 1 350
Ano pPREeol
[€/MWh] pCUR [€/MWh] Eeol [GWh]
SCPRE
[k€]
∑ 𝐒𝐂𝐏𝐑𝐄
[k€]
NPR
[h/ano]
µPaero
[MW]
∑ 𝑪𝒊𝒏𝒗𝒆𝒐𝒍
[k€]
µinveol em
preços
actuais [k€]
2003 78,6 57,1 494 10 636 17 769 1 669 1,3 107 100 134 179
2004 87,1 55,5 781 24 648 42 417 1 496 1,8 248 600 301 827
2005 89,0 59,4 1 725 51 026 93 443 1 688 2,1 500 000 593 289
2006 92,8 65,9 2 891 77 681 171 124 1 720 2,1 659 000 764 898
2007 90,0 62,1 4 002 111 496 282 620 1 636 2 994 500 1 119 603
2008 97,1 48 5 694 279 575 562 195 1 875 2 768 300 844 429
2009 93,7 69,8 7 492 179 059 741 254 2 129 2,1 667 570 715 473
2010 91,2 50,0 9 024 371 789 1 113 043 2 336 2 510 840 553 083
2011 93,5 48,0 9 003 410 087 1 523 129 2 093 2 619 770 661 952
2012 98,3 60,1 10 012 382 458 1 905 588 2 250 1,9 201 150 207 095
96
ANEXO I - SOBREPOSIÇÃO DE MAPA REPRESENTATIVO DE NEPS PARA UMA TURBINA DE 2MW EM
PORTUGAL CONTINENTAL
97
ANEXO J – SOBREPOSIÇÃO DO MAPA DA DISTRIBUIÇÃO GEOGRÁFICA DA SOMA DA IRRADIÂNCIA SOLAR
ANUAL E DO NEPS PARA UM SISTEMA DE 1KWP COM ÍNDICE DE DESEMPENHO DE 0,75 E ÂNGULO
ÓPTIMO COM O MAPA DA REDE ELÉCTRICA NACIONAL.