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Um novo modelo de produção com autoconsumo em Portugal

José Fernando Martins Bigares

Dissertação para obtenção do Grau de Mestre em

Engenharia Eletrotécnica e de Computadores

Orientador: Prof. Rui Manuel Gameiro de Castro

Júri

Presidente: Prof. Horácio Cláudio de Campos Neto Orientador: Prof. Rui Manuel Gameiro de Castro

Vogais: Prof. Maria José Ferreira dos Santos Lopes de Resende

Novembro de 2015

iii

Agradecimentos

Ao longo do desenvolvimento deste trabalho foram várias as pessoas que, de alguma forma, contribuíram para

a sua realização.

Gostaria de agradecer em primeiro lugar ao Professor Doutor Rui Castro enquanto orientador, pela

disponibilidade que sempre mostrou, pelo incentivo à conclusão deste trabalho e pelas sugestões e opiniões

dadas.

À minha mãe, ao meu pai e ao meu irmão pelo contínuo apoio e motivação para concluir este projeto.

À Natividade, à Teresa e à Marisa pelo tempo dedicado.

Aos meus colegas de trabalho pela compreensão e disponibilidade.

Aos amigos que sempre estiveram presentes.

v

Resumo

Os incentivos à produção descentralizada de eletricidade com base em fontes de energia renováveis (FER)

permitem a promoção e integração de energias renováveis mas com custos por vezes elevados. Os regimes de

autoconsumo com, ou sem, injeção de excedentes na rede e o net-metering aparentam ser uma solução para a

redução de custos e são cada vez mais procurados devido ao aumento do preço final da eletricidade e à redução

de custos com a tecnologia solar fotovoltaica.

Neste estudo são abordadas as tecnologias associadas ao autoconsumo e analisados os perfis de consumo e de

produção fotovoltaica, normalizados de 15 em 15 minutos, publicados pela Entidade Reguladora dos Serviços

Energéticos (ERSE), com recurso a um programa desenvolvido em Matlab.

Para a análise efetuada foram selecionados quatro dias do ano para tipificação do consumo e produção, de dias

úteis e de fins-de-semana, de inverno e de verão, para o setor comercial, ou de pequena indústria, e residencial.

Com base na análise dos dias típicos identificaram-se alguns fatores a ter em conta para adaptação da produção

aos perfis de consumo, cujos resultados são validados através de uma análise financeira.

Verificou-se que algumas das escolhas para o dimensionamento não foram as mais adequadas no autoconsumo

com injeção de excedentes e no net-metering, mas permitiram aumentar a eficiência dos modelos com estes

perfis típicos.

Apesar dos modelos atualmente em vigor em Portugal permitirem a compensação de uma parte considerável da

fatura energética de cada consumidor com recurso à tecnologia fotovoltaica, o modelo que permite maior

rentabilização da energia autoconsumida é o net-metering.

Palavras-chave: Autoconsumo, Energias Renováveis, Net-metering, Perfis de produção, Perfis de consumo, Solar

Fotovoltaico.

vii

Abstract

The incentive policies for electricity generation from renewable energies sources (RES) allow the promotion and

penetration of RES but sometimes with high costs. The self-consumption regimes, with or without grid injection

and net-metering appear to be a solution for the costs reduction and are becoming more and more attractive

due to the increase of the final electricity prices and the costs reduction with solar photovoltaic technology.

In this study, the technologies associated with self-consumption are addressed and also the consumption and

generation profiles, normalized of 15 to 15 minutes, published by the Regulator Entity for the Energetic Services

(ERSE), are analyzed using a program developed in Matlab.

For this analysis, four days of the year were selected to typify the consumption and generation, of working days

and weekends, in Winter and Summer, for the commercial or small industry sector and residential. Based on the

analysis of the typified days, some factors were identified that should be taken into account when adjusting the

generation profiles to the consumption ones, and the results are validated with a financial analysis.

Some of the choices for dimensioning of the generation were not the most adequate for self-consumption with

surplus grid injection and in net-metering but they show an increase in the efficiency of the studied models with

the typified profiles.

Although the policies that are implemented in Portugal nowadays allow the compensations of a considerable

part of the electric bill for each consumer with resource to photovoltaic technology, the model that allows the

most profit is net-metering.

Keywords: Consumption Profiles, Generation Profiles, Net-metering, Renewable Energies, Self-Consumption,

Solar PV.

ix

Índice

Capítulo 1. Introdução ...................................................................................................................................... 1

1.1 Enquadramento ........................................................................................................................................... 1

1.2 Objetivos do estudo ..................................................................................................................................... 3

1.3 Estrutura da dissertação .............................................................................................................................. 4

Capítulo 2. Legislação de autoconsumo de Energia Elétrica ............................................................................ 5

2.1 Modelos de incentivo à implementação de FER .......................................................................................... 5

2.1.1 Tarifa bonificada (FIT) e Prémio bonificado (FIP) .............................................................................. 6

2.1.2 CfD (Contracts for Difference, ou “Contratos pela Diferença”) ........................................................ 7

2.1.3 Leilões ............................................................................................................................................... 7

2.1.4 Certificados de Origem (TGC) e Quotas ............................................................................................ 8

2.1.5 Incentivos Fiscais e Subsídios ............................................................................................................ 8

2.1.6 Autoconsumo e net-metering ........................................................................................................... 9

2.2 Estado da Arte ............................................................................................................................................. 9

2.3 Regulamentação em Portugal .................................................................................................................... 11

2.4 O recurso solar ........................................................................................................................................... 15

2.5 Armazenamento ........................................................................................................................................ 16

Capítulo 3. Análise de dados ........................................................................................................................... 18

3.1 Consumidores e fornecimento de energia ................................................................................................ 18

3.2 Construção dos perfis para os dias típicos ................................................................................................. 21

3.2.1 Perfis de consumo ........................................................................................................................... 23

3.2.2 Perfis de Produção .......................................................................................................................... 25

3.3 Análise comparativa .................................................................................................................................. 28

Capítulo 4. Avaliação Técnico-Económica ...................................................................................................... 31

4.1 Aplicação Desenvolvida ............................................................................................................................. 31

4.2 Casos de estudo ......................................................................................................................................... 34

4.2.1 Autoconsumo Isolado/sem injeção na rede .................................................................................... 35

4.2.2 Autoconsumo com Injeção na Rede ................................................................................................ 40

4.2.3 Net-Metering ................................................................................................................................... 47

4.3 Custos e Proveitos ..................................................................................................................................... 49

4.3.1 Valor da energia .............................................................................................................................. 50

4.4 Resultados.................................................................................................................................................. 50

4.4.1 Autoconsumo Isolado ..................................................................................................................... 51

4.4.2 Autoconsumo sem injeção na rede ................................................................................................. 52

4.4.3 Autoconsumo com injeção na rede ................................................................................................ 53

4.4.4 Net-Metering ................................................................................................................................... 54

Capítulo 5. Conclusão e sugestão de trabalho futuro .................................................................................... 56

x

Referências Bibliográficas .................................................................................................................................... 59

Anexos .................................................................................................................................................................. 65

Anexo I. Regulamentação de produção distribuída em Portugal .................................................................. 65

Anexo II. Cálculos desenvolvidos para os perfis de consumo e produção médios ........................................ 77

Anexo III. Caracterização do consumo em BTN .............................................................................................. 79

Anexo IV. Resultados das simulações – Perfis tipo ......................................................................................... 80

Anexo V. Resultados da análise dos perfis dos dias típicos de consumo inverno e verão ............................ 95

Anexo VI. Outros dados ................................................................................................................................ 100

Anexo VII. Resultados da avaliação económico-financeira ............................................................................ 103

xi

Lista de Tabelas

Tabela 1 – Resumo da potência instalada e energia produzida de microprodução e miniprodução em 2014 (DGEG,

2015) ..................................................................................................................................................................... 12

Tabela 2 – Resumo da quantidade e potência instalada de microproduções e miniproduções até 2014 (Renováveis

na Hora, 2015)....................................................................................................................................................... 12

Tabela 3 – Resumo das condições de licenciamento de UPP e UPAC (Decreto-Lei 153/2014) ............................ 13

Tabela 4 – Valores da parcela “Vcieg x Kt” para 2015 (ERSE 2014, Decreto-Lei 153/2014) ................................. 14

Tabela 5 – Evolução esperada dos fornecimentos e de número de consumidores de eletricidade por nível de

tensão e por mercado considerada nas tarifas de 2015 (ERSE, 2014) .................................................................. 20

Tabela 6 – Segmentação de consumidores em BTN (ERSE, 2014) ........................................................................ 21

Tabela 7 – Distribuição do consumo anual na baixa tensão com distinção da classe BTN (ERSE, 2014) .............. 23

Tabela 8 – Distribuição da produção, potência e número de produtores na microprodução e miniprodução em

2014 (DGEG, 2015; Renováveis na Hora, 2015) .................................................................................................... 26

Tabela 9 – Resumo dos resultados dos dias típicos para os perfis BTN C e microprodução ................................ 35

Tabela 10 – Saldos anuais de energia do Perfil BTN C e Microprodução, dos perfis base. ................................... 35

Tabela 10 – Resultados da redução de produção de microprodução, para o perfil BTN C, em AC com injeção. . 40

Tabela 12 – Saldos anuais de energia do Perfil BTE e Miniprodução, dos perfis base. ........................................ 43

Tabela 13 – Resumo dos resultados dos dias típicos para os perfis BTE e miniprodução .................................... 43

Tabela 14 – Resultados do aumento de produção de miniprodução, para o perfil BTE, em AC com injeção. ..... 45

Tabela 15 – Resultados dos balanços de energia para BTN C, com redução de produção em 47,17%, para Net-

Metering ............................................................................................................................................................... 48

Tabela 16 – Resultados dos balanços de energia para BTE, com aumento de produção em 61,05%, para Net-

Metering ............................................................................................................................................................... 49

Tabela 17 – Tabela com o resumo de modelos e hipóteses em estudo ............................................................... 51

Tabela 18 – Resultados da avaliação económica para AC isolado da rede. .......................................................... 52

Tabela 19 – Resultados da Avaliação Económica para AC sem injeção de excedentes. ....................................... 53

Tabela 20 – Resultados da Avaliação Económica para o AC com injeção de excedentes ..................................... 54

Tabela 21 – Resultado da Avaliação Económica para o Net-Metering ................................................................. 55

Tabela 22 – Tarifa de microprodução em regime geral (Decreto-Lei 25/2013). ................................................... 67

Tabela 23 – Evolução da tarifa de referência da microprodução bonificada (Renováveis na Hora, janeiro 2015).

.............................................................................................................................................................................. 68

Tabela 24 – Evolução da microprodução (Renováveis na Hora, janeiro 2015). .................................................... 70

Tabela 25 – Energia produzida na atividade de microprodução, 2008-2014 (DGEG, janeiro 2015). .................... 70

Tabela 26 – Evolução da tarifa de referência da miniprodução bonificada (Renováveis na Hora, janeiro 2015). 72

Tabela 27 – Evolução da miniprodução (Renováveis na Hora, janeiro 2015). ...................................................... 73

Tabela 28 – Energia produzida na atividade de miniprodução, 2008-2014 (DGEG, janeiro 2015). ...................... 73

Tabela 29 – Potência instalada de microprodução e miniprodução por fonte (2008-2014) (DGEG, janeiro 2015).

.............................................................................................................................................................................. 74

xii

Tabela 30 – Quantidades de energia produzida na microprodução e miniprodução (resumo). .......................... 74

Tabela 31 – IPC no continente, sem habitação, nos meses de dezembro de 2011 a 2014 (INE, 2015). ............... 74

Tabela 32 – Evolução da tarifa bonificada de miniprodução atribuída (Renováveis na Hora, 2014). .................. 75

Tabela 33 – Evolução da potência atribuída em regime geral, 2014 (Renováveis na Hora, 2015). ...................... 76

Tabela 34 – Distribuição de miniprodução e microprodução por tipo de fonte (Renováveis na Hora, 2015)...... 76

Tabela 35 – Distribuição da Classe de BTN por opções tarifárias (ERSE, 2014). ................................................... 79

Tabela 36 – Distribuição do número de consumidores por opção tarifária e Classe de BTN (ERSE, 2014). ......... 79

Tabela 37 – Resultados por período horário do perfil tipo de potência média de um dia útil de inverno (BTE). 95

Tabela 38 – Resultados por período horário do perfil tipo de potência média de um fim-de-semana de inverno

(BTE). ..................................................................................................................................................................... 95

Tabela 39 – Resultados por período horário do perfil tipo de potência média de um dia útil de verão (BTE). .... 96

Tabela 40 – Resultados por período horário do perfil tipo de potência média de um fim-de-semana de verão

(BTE). ..................................................................................................................................................................... 96

Tabela 41 – Resultados por período horário do perfil tipo de potência média de um dia útil de inverno (BTN C).

.............................................................................................................................................................................. 97

Tabela 42 – Resultados por período horário do perfil tipo de potência média de um dia de fim-de-semana de

inverno (BTN C). .................................................................................................................................................... 97

Tabela 43 – Resultados por período horário do perfil tipo de potência média de um dia útil de verão (BTN C). 98


verão (BTN C). ....................................................................................................................................................... 98

Tabela 45 – Resultados por período horário do perfil tipo de potência média anual (BTN B). ............................ 98

Tabela 46 – Resultados por período horário do perfil tipo de potência média anual (BTN A). ............................ 99

Tabela 47 – Preço médio de eletricidade por tipo de consumo (€/kWh) (Eurostat, 2015). ............................... 100

Tabela 48 – Tarifa Transitória de Venda a clientes finais em BTE (ERSE, 2014) .................................................. 100

Tabela 49 – Tarifa Transitória de Venda a clientes finais em BTN (<=20,7 kVA e >2,3 kVA) (ERSE, 2014).......... 101

Tabela 50 – Ciclo Diário para BTE e BTN em Portugal Continental (ERSE, 2011) ................................................ 101

xiii

Lista de Figuras

Figura 1 – Irradiação global e potencial de eletricidade gerada em Portugal: a) no plano horizontal; b) no plano

com inclinação ótima (EU JRC, 2014) .................................................................................................................... 16

Figura 2 – Evolução do consumo de energia elétrica 1994-2012 (DGEG, 2015) ................................................... 18

Figura 3 – Estrutura de consumos por mercado e nível de tensão em 2014 (ERSE, 2014) ................................... 19

Figura 4 – Estrutura de consumos por mercado e nível de tensão em 2015 (ERSE, 2014) ................................... 19

Figura 5 – Diagrama semanal típico de consumo em BTE no inverno e no verão em 2014 (ERSE, 2014). ........... 21

Figura 6 – Diagrama semanal típico de consumo em BTN A no inverno e no verão em 2014 (ERSE, 2014). ....... 21

Figura 7 – Diagrama semanal típico de consumo em BTN B no inverno e no verão em 2014 (ERSE, 2014). ....... 22

Figura 8 – Diagrama semanal típico de consumo em BTN C no inverno e no verão em 2014 (ERSE, 2014). ....... 22

Figura 9 – Perfil final de consumo em BTE num dia útil típico de verão. .............................................................. 24

Figura 10 – Perfil final de consumo em BTE num dia útil típico de inverno.......................................................... 24

Figura 11 – Perfil final de consumo em BTN C num dia útil típico de verão. ........................................................ 25

Figura 12 – Perfil final de consumo em BTN C num dia útil típico de inverno. ..................................................... 25

Figura 13 – Perfil final de uma miniprodução num dia útil típico de verão. ......................................................... 26

Figura 14 – Perfil final de uma miniprodução num dia útil típico de inverno. ...................................................... 27

Figura 15 – Perfil final de uma microprodução num dia útil típico de verão. ....................................................... 27

Figura 16 – Perfil final de uma microprodução num dia útil típico de inverno. .................................................... 28

Figura 17 – Perfis de consumo (a vermelho) e de produção (a azul) para BTE e Miniprodução; a) Dia útil de

inverno; b) Dia útil de verão; c) Fim-de-semana de inverno; d) Fim-de-semana de verão; ................................. 29

Figura 18 – Perfis de consumo (a vermelho) e de produção (a azul) para BTN C e Microprodução; a) Dia útil de

inverno; b) Dia útil de verão; c) Fim-de-semana de inverno; d) Fim-de-semana de verão; ................................. 30

Figura 19 – Perfis de consumo (BTE) e produção (miniprodução), numa semana típica de inverno. .................. 32

Figura 20 – Perfis de consumo (BTE) e produção (miniprodução), numa semana típica de verão ...................... 32

Figura 21 – Perfis de consumo (BTE) e produção (miniprodução) num sistema ligado à rede, com contabilização

dos excedentes em net-metering, numa semana típica de inverno. .................................................................... 33


dos excedentes em net-metering, numa semana típica de verão. ....................................................................... 33

Figura 23 – Perfis de consumo e de produção para BTN C e Microprodução, num sistema isolado, com

identificação das necessidades de consumo (amarelo), excedente (verde), autoconsumida (laranja) e proveniente

de armazenamento (cinzento): a) Dia útil de inverno; b) Dia útil de verão; c) Fim-de-semana de inverno; d) Fim-

de-semana de verão; ............................................................................................................................................ 36

Figura 24 – Perfis de consumo (BTN C) e produção (microprodução), com aumento da produção em 37,81%, num

sistema isolado da rede, com armazenamento, numa semana típica de inverno. ............................................... 37

Figura 25 – Perfis de consumo (BTN C) e produção (microprodução), com aumento da produção em 37,81%, num

sistema isolado da rede, com armazenamento, numa semana típica de verão. .................................................. 38

Figura 26 – Perfis de consumo (BTN C) e produção (microprodução), com redução da produção em 85,89%, num

sistema sem injeção na rede, numa semana típica de inverno. ........................................................................... 39

xiv


sistema sem injeção na rede, numa semana típica de verão ............................................................................... 39


sistema com injeção na rede, numa semana típica de inverno. ........................................................................... 41


sistema com injeção na rede, numa semana típica de verão. .............................................................................. 41





Figura 32 – Perfis de consumo e de produção para BTE e Miniprodução, num sistema com injeção de excedentes,

com identificação da energia consumida da rede (amarelo), excedente (verde) e autoconsumida (laranja): a) Dia

útil de inverno; b) Dia útil de verão; c) Fim-de-semana de inverno; d) Fim-de-semana de verão ....................... 44

Figura 33 – Perfis de consumo (BTE) e produção (miniprodução), com aumento da produção em 65,86%, num








Figura 37 – Evolução da tarifa de microprodução (DL 363/2007). ....................................................................... 67

Figura 38 – Perfil final de consumo em BTE num fim-de-semana típico de inverno. ........................................... 80

Figura 39 – Perfil final de consumo em BTE num fim-de-semana típico de verão. .............................................. 80

Figura 40 – Perfil final de consumo em BTNC num fim-de-semana típico de inverno. ........................................ 81

Figura 41 – Perfil final de consumo em BTNC num fim-de-semana típico de verão. ............................................ 81

Figura 42 – Perfil final de uma miniprodução num fim-de-semana típico de inverno. ........................................ 82

Figura 43 – Perfil final de uma microprodução num fim-de-semana típico de inverno. ...................................... 82

Figura 44 – Perfil final de uma miniprodução num dia útil típico de verão. ......................................................... 83

Figura 45 – Perfil final de uma microprodução num dia útil típico de verão. ....................................................... 83

Figura 46 – Perfil final de uma miniprodução num fim-de-semana típico de verão. ............................................ 84

Figura 47 – Perfil final de uma microprodução num fim-de-semana típico de verão. ......................................... 84

Figura 48 – Perfis de consumo e de produção, para BTE e Miniprodução, de um dia útil de inverno. ................ 85

Figura 49 – Perfis de consumo e de produção, para BTE e Miniprodução, de um dia útil de verão. ................... 85

Figura 50 – Perfis de consumo e de produção, para BTE e Miniprodução, de um fim-de-semana de inverno. ... 86

Figura 51 – Perfis de consumo e de produção, para BTE e Miniprodução, de um fim-de-semana de verão. ...... 86

Figura 52 – Perfis de consumo e de produção, para BTN C e Microprodução, de um dia útil de inverno. .......... 87

Figura 53 – Perfis de consumo e de produção, para BTN C e Microprodução, de um dia útil de verão............... 87

xv

Figura 54 – Perfis de consumo e de produção, para BTN C e Microprodução, de fim-de-semana de inverno. ... 88

Figura 55 – Perfis de consumo e de produção, para BTN C e Microprodução, de fim-de-semana de verão. ...... 88

Figura 56 – Perfis de consumo e de produção, para BTN B e Microprodução, de uma semana típica de inverno.

.............................................................................................................................................................................. 89

Figura 57 – Perfis de consumo e de produção, para BTN B e Microprodução, de uma semana típica de verão. 89

Figura 58 – Perfis de consumo e de produção, para BTN A e Microprodução, de uma semana típica de inverno.

.............................................................................................................................................................................. 90

Figura 59 – Perfis de consumo e de produção, para BTN A e Microprodução, de uma semana típica de verão. 90

Figura 60 – Perfis de consumo (BTN C) e produção (microprodução) num sistema isolado, numa semana típica de

inverno. ................................................................................................................................................................. 91

Figura 61 – Perfis de consumo (BTN C) e produção (microprodução) num sistema isolado, numa semana típica de

verão. .................................................................................................................................................................... 91

Figura 62 – Perfis de consumo (BTE) e produção (miniprodução) num sistema ligado à rede, sem armazenamento

e com injeção de excedentes, numa semana típica de inverno. .......................................................................... 92

Figura 63 – Perfis de consumo (BTE) e produção (miniprodução) num sistema ligado à rede, sem armazenamento

e com injeção de excedentes, numa semana típica de verão. .............................................................................. 92

Figura 64 – Perfis de consumo (BTN A) e produção (microprodução), com armazenamento e identificação de

excedentes, numa semana típica de inverno........................................................................................................ 93


excedentes, numa semana típica de verão. .......................................................................................................... 93

Figura 66 – Perfis de consumo (BTN B) e produção (microprodução), com armazenamento e identificação de

excedentes, numa semana típica de Inverno. ...................................................................................................... 94


excedentes, numa semana típica de verão. .......................................................................................................... 94

Figura 68 – Especificações de baterias para armazenamento do fabricante Tesla Motors (Tesla Motors, 2015).

............................................................................................................................................................................ 102

xvii

Lista de abreviações

AT – Alta Tensão, Tensão entre fases cujo valor eficaz é superior a 45 kV e igual ou inferior a 110 kV.

Autoconsumo – Ou produtor-consumidor (prosumer), é a possibilidade do consumidor ligar um sistema de

produção de eletricidade com capacidade correspondente ao consumo próprio, sendo a energia produzida

consumida em tempo real, podendo receber um valor pela energia não consumida eventualmente entregue à

rede.

BT – Baixa Tensão, tensão entre fases cujo valor eficaz é igual ou inferior a 1 kV.

BTN – Baixa Tensão Normal, fornecimentos ou entregas em Baixa Tensão com a potência contratada inferior ou

igual a 41,4 kVA.

BTE – Baixa Tensão Especial BTE, fornecimentos ou entregas em Baixa Tensão com a potência contratada

superior a 41,4 kW.

Carga – Valor, num dado instante, da potência ativa fornecida em qualquer ponto de um sistema, determinada

por uma medida instantânea ou por uma média obtida pela integração da potência, durante um determinado

intervalo de tempo; A carga pode referir-se a um consumidor, a um aparelho, a uma linha, ou a uma rede.

CfD – Contracts for Difference, ou “Contratos pela Diferença”.

Consumidor – O cliente final de eletricidade.

CUR – Comercializador de Último Recurso.

CIEG – Custos de interesse económico geral (os custos decorrentes de medidas de política energética, de

sustentabilidade ou de interesse económico geral, cujo valor é determinado, pela Entidade Reguladora dos

Serviços Energéticos (ERSE), de acordo com os princípios estabelecidos na legislação aplicável).

DGEG – Direção Geral de Energia e Geologia.

ERSE – Entidade Reguladora dos Serviços Energéticos.

Feed-in Tariff (FIT) – Um instrumento de financiamento baseado em preços onde os produtores FER são

remunerados a um preço fixo com um nível de garantia (independente do preço de venda em retalho da

eletricidade.

Feed-in Premium (FIP) – Um instrumento de financiamento baseado em preços onde os produtores FER são

remunerados com um preço adicional ao preço de venda em retalho da eletricidade.

FER – Fontes de Energia Renovável.

MT – Média Tensão, tensão entre fases cujo valor eficaz é superior a 1 kV e igual ou inferior a 45 kV.

xviii

MAT – Muito Alta Tensão, tensão entre fases cujo valor eficaz é superior a 110 kV.

ML – Mercado Livre.

MR – Mercado Regulado.

Net-metering – Encontro de contas em que os consumidores que têm sistemas de produção de energia recebem

um crédito por cada unidade de energia que os sistemas produzem em excesso do valor consumido dentro de

um longo período temporal (até um ou dois anos), sendo a rede encarada como uma solução de armazenamento

a longo termo.

PRE – Produção de eletricidade em regime especial (a produção de eletricidade tal como definida no artigo 18.º

do Decreto-Lei n.º 29/2006, de 15 de fevereiro, alterado pelos Decretos-Leis n.ºs 104/2010, de 29 de setembro,

78/2011, de 20 de junho, 75/2012, de 26 de março, 112/2012, de 23 de maio, e 215 -A/2012, de 8 de outubro).

ORD – Operador da Rede nacional de Distribuição em AT e MT, a entidade concessionária da atividade de

distribuição e é responsável, numa área específica, pelo desenvolvimento, pela exploração e pela manutenção

da rede de distribuição AT e MT e, quando aplicável, pelas suas ligações com outras redes, bem como por

assegurar a garantia de capacidade da rede a longo prazo.

Produtor – A pessoa singular ou coletiva que produz eletricidade.

Rede de distribuição – Designação genérica que abrange a rede nacional de distribuição e as redes de distribuição

em baixa tensão.

RESP – Rede Elétrica de Serviço Público, conjunto de instalações de serviço público destinadas ao transporte e à

distribuição de eletricidade que integram a RNT, a RND e as redes de distribuição em baixa tensão (RDBT).

RND – Rede Nacional de Distribuição de eletricidade em alta e média tensão.

RNT – Rede Nacional de Transporte de eletricidade, no continente.

SEN – Sistema Elétrico Nacional.

TGC – Tradable Green Certificates, ou Certificados de Origem.

TIR – Taxa Interna de Rentabilidade.

VAL – Valor Atualizado Líquido.

1

Capítulo 1. Introdução

A produção de energia elétrica a partir de fontes de energia renováveis (FER) tem vindo a integrar-se cada vez

mais no consumo mundial, contudo, ainda em 2012 as fontes primárias de energia utilizadas foram em grande

parte provenientes de fontes fósseis, tais como, petróleo (35,8%), gás natural (25,8%) e carvão (19,4%). Da

produção mundial de energia elétrica em 2012, no valor de 22 668 TWh, apenas 21,2% tiveram origem renovável,

sendo 16,2% de proveniente de fonte hídrica e 5% das restantes FER (AIE, 2014).

A potência instalada relativa a energias renováveis em todo o mundo em 2013 aumentou 8% relativamente a

2012, excedendo os 1 560 GW. Estima-se que a potência instalada de fontes renováveis a nível mundial era, em

2013, 26,4% da capacidade total de geração (REN21, 2014a).

Em Portugal, a Diretiva 2009/28/CE veio estabelecer o objetivo global de que 31% do consumo de energia final

até 2020 seja derivado de FER, correspondendo a 59% de incorporação de energia renovável no consumo de

eletricidade. Para cumprimento desta meta para a eletricidade, a capacidade instalada deve ser 15 816 MW.

O aumento da penetração de energias renováveis no mix energético português possibilitou também um

aumento na exportação de energia elétrica que, em 2013 foi cerca de 2 400 GWh. Apesar do aumento da

exportação de eletricidade, o saldo importador continua elevado, verificando-se em 2013 um valor superior a

duas vezes o valor da exportação (DGEG, 2013).

1.1 Enquadramento

Seguindo a tendência europeia e tendo em atenção a evolução das fontes de energia renovável (FER) foram

aplicadas políticas de incentivo à implementação de centros eletroprodutores em Portugal com base nestas

fontes de energia. Estas políticas de incentivo consistiram principalmente na bonificação da energia produzida

em grandes centros eletroprodutores e entregue à rede e, mais tarde, de pequenas produções descentralizadas,

tal como, a microprodução e a miniprodução.

No âmbito dos programas de microprodução e miniprodução, as tarifas de venda de energia à rede pública já se

encontram muito próximas, ou mesmo abaixo, do preço da eletricidade paga pelo consumidor final no setor

residencial ou comercial. Devido a esta redução de valor das tarifas de venda à rede, começam a ser

desinteressantes quando comparadas com os custos de produção própria da eletricidade necessária para

satisfazer o consumo, como se poderá observar mais à frente pela evolução anual de unidades registadas em

regime bonificado e regime geral (Portal Renováveisnahora, 2014).

O preço final de eletricidade praticado, quer em mercado regulado através do Comercializador de Último Recurso

(CUR)1, quer em mercado liberalizado através de comercializadores de mercado, , é composto por duas parcelas

principais: as tarifas das redes, onde se encontram os custos de acesso e utilização as redes de transporte e de

distribuição, e os custos de interesse económico geral (CIEG), onde se incluem os sobrecustos referentes aos

1 Tarifas transitórias atualmente em vigor até 31 de dezembro de 2015, publicadas pela ERSE.

2

incentivos das energias renováveis, não-renováveis, custos relativos à produção térmica e hídrica de sistema,

entre outros.

Relativamente à Baixa Tensão Normal (BTN) com potência contratada até 20,7 kVA, tradicionalmente associada

a consumidores residenciais, o valor da energia representa 43%, os custos com as redes 26% e os CIEG

representam 31% (dos quais cerca de 9% são custos relativos aos incentivos das energias renováveis) (ERSE,

2015).

Verifica-se também que o preço da eletricidade tem crescido consideravelmente nos últimos anos, tendo o preço

final, incluindo impostos e taxas, entre 2008 a 2015 aumentado em média 5,5% no caso de consumidores

domésticos de dimensão média2 e 2,15% no caso de consumidores industriais de média dimensão3, chegando

aos 0,2279 €/kWh e 0,1402 €/kWh, respetivamente (DGEG, 2015).

Cresce, assim, a necessidade de soluções alternativas para minimizar os encargos com a fatura energética, seja

pela redução dos consumos, aumento de eficiência energética ou recurso à produção descentralizada.

Um outro projeto de âmbito europeu, o Energy Roadmap 20504, estipula a meta de 80% de redução de emissão

de gases de efeito de estufa até 2050 relativamente a 1990 (ECF, 2010). O Energy Roadmap 2050 prevê também

que os preços médios da eletricidade final continuem a subir até 2030 e depois possam começar a descer, ou

tenham um incremento anual menor do que o verificado no período 2005 a 2030 (ECF, 2010).

A produção descentralizada de eletricidade permite aumentar a eficiência no sistema elétrico na medida em que

a energia produzida junto ao local de consumo tem menores perdas na rede, geralmente associadas ao

transporte e distribuição da eletricidade. Até hoje, os regimes de produção descentralizada existentes são pouco

exigentes na obrigação de adequação da produção ao consumo local, podendo mesmo ser ineficiente quando a

eletricidade produzida é superior aos consumos locais e desperdiçada.

Esta aposta nas energias renováveis tem vindo a ser acompanhada com incentivos públicos e privados à

implementação e desenvolvimento das tecnologias. Os custos destes incentivos acabam por se apoiar em grande

parte no sistema elétrico nacional (SEN) podendo levar à insustentabilidade das políticas utilizadas.

Ao permitir que os consumidores possam produzir a própria eletricidade para consumo direto na sua instalação,

o investimento passa a estar diretamente relacionado com a poupança verificada na fatura energética e não com

o pagamento de eletricidade renovável a valores mais altos.

2 Com consumos entre 2 500 kWh e 5 000 kWh. 3 Com consumos entre 500 e 2 000 MWh. 4 Projeto de iniciativa da European Climate Foundation (ECF) cujo objetivo é providenciar uma análise prática, independente e objetiva, de trajetórias que permitam alcançar uma economia de baixo carbono na Europa, em linha com os objetivos ambientais, económicos e da segurança de abastecimento.

3

1.2 Objetivos do estudo

O presente estudo pretende identificar de entre os diferentes esquemas de incentivos à implementação de FER

os que podem ser aplicáveis à produção distribuída, em especial ao regime de autoconsumo, e estudar a sua

aplicação em Portugal. Em particular, as situações a considerar são:

Autoconsumo isolado da rede;

Autoconsumo em instalação de utilização ligada à rede sem injeção de excedentes;

Autoconsumo ligado à rede com injeção de excedentes;

Net-metering.

Pretende-se identificar características nestes modelos de incentivo ou produção de eletricidade que permitam

aumentar a eficiência energética e a redução de custos com a fatura elétrica dos pequenos e médios

consumidores, e continuidade na concretização dos objetivos de integração de energias renováveis, avaliando a

nível económico-financeiro a sua adoção, em especial, no setor residencial e comercial.

Por forma a cumprir os objetivos propostos, será também necessário criar uma ferramenta que permita analisar

o consumo de uma instalação de utilização do setor residencial, comercial ou de uma pequena indústria, e

identificar as características que permitam dimensionar pequena produção fotovoltaica a instalar no local. A

produção, enquadrada num regime de produtor-consumidor, poderá ser utilizada para suprir as necessidades

energéticas de uma dada instalação de utilização e injetar eletricidade não consumida (excedente) na rede

elétrica ou funcionar como um sistema isolado.

A análise irá incidir sobre os perfis normalizados de 15 em 15 minutos de consumo para a BTN, BTE, e de produção

fotovoltaica para a microprodução e miniprodução, publicados no âmbito da Diretiva n.º 2/2015, de 14 de

janeiro, da Entidade Reguladora dos Serviços Energéticos (ERSE) e sobre os perfis finais, calculados com base na

média de consumos e consumidores, produção e produtores de microprodução e miniprodução de tecnologia

solar fotovoltaica.

Nestes perfis, que serão associados ao consumo “típico” de cada setor em estudo, residencial, comercial ou

industrial, são selecionados dias típicos representativos de um dia útil e de fim-de-semana, de inverno e de verão,

e efetuada uma análise comparativa dos resultados comparados com uma análise global destes perfis.

Para adequar a produção a uma instalação de utilização existente é necessário que a central seja dimensionada

de acordo com as características do consumo, a tecnologia a instalar e, eventualmente, condições licenciamento

que venham a afetar as características da produção por forma a garantir a sua viabilidade económica. Este

dimensionamento terá hipóteses mais favoráveis ao ajustamento de perfis de produção e de consumo para os

modelos em estudo, ou seja, o autoconsumo isolado, autoconsumo sem injeção ou com injeção de excedentes

na rede, e o net-metering. Apesar do net-metering não estar contemplado atualmente na legislação existente

será também considerado uma vez que se trata de um modelo que não restringe a produção de energia em

função de limitações da rede.

4

As hipóteses de dimensionamento serão posteriormente submetidas a uma avaliação económica para

determinar a sua viabilidade e identificar as características que permitem melhor ajustar os perfis. Na avaliação

económica é considerada uma taxa de atualização de 4% para cálculo do valor atualizado líquido (VAL) a 15 e 20

anos, a taxa interna de rentabilidade (TIR) a 15 anos e o período de retorno do investimento.

1.3 Estrutura da dissertação

O Capítulo 1 tem carácter introdutório e destina-se a fazer primeira a abordagem ao tema e ao trabalho a

desenvolver.

Com o Capítulo 2 pretende-se caracterizar as diversas variáveis necessárias ao dimensionamento sistemas de

produção distribuída com autoconsumo fotovoltaico, nomeadamente, os esquemas de incentivos existentes, a

legislação aplicável, a fonte e o armazenamento de energia.

O Capítulo 3 incide na análise dos dados relativos a consumo e produção dias típicos de verão e inverno e é feita

a comparação entre os diversos dias típicos para cada caso de estudo, BTE e BTN, com vista à sua aplicação aos

modelos de autoconsumo e net-metering.

O Capítulo 4 refere-se ao programa desenvolvido, ao cálculo do balanço global do consumo e da produção com

base na análise dos perfis, à identificação das hipóteses de dimensionamento da produção, ao estabelecimento

dos pressupostos e dados necessários à avaliação económica e apresentação dos resultados desta avaliação.

No Capítulo 5 são apresentadas as conclusões relativamente à aplicação dos modelos estudados de

autoconsumo e net-metering, de acordo com as condições existentes em Portugal, e a sugestão de trabalho

futuro.

5

Capítulo 2. Legislação de autoconsumo de Energia Elétrica

As fontes de energia mais comuns associadas à produção descentralizada de eletricidade são a solar, fotovoltaica,

a eólica e hídrica, apesar de existirem pequenos geradores a biogás e biomassa (com ou sem cogeração)

(Renováveis na Hora, 2015). Os tipos de sistemas a utilizar diferem também caso sejam sistemas sem ligação à

rede (isolados) ou com ligação à rede (Matos e Catalão, 2013).

No caso de alguns recursos pode existir armazenamento de forma a controlar a produção de energia (por ex.:

biogás, hídrica) o que aumenta também os custos de implementação das centrais. Por outro lado mas, dadas as

características dos recursos renováveis, o armazenamento da eletricidade deve ser sempre uma opção a

considerar (Matos e Catalão, 2013). A eletricidade armazenada poderá ser posteriormente utilizada para

consumo em alturas de escassez ou em períodos horários diferentes dos da produção.

O autoconsumo pode ser incentivado ou não, dependendo das políticas adotadas em cada país e de acordo com

as possibilidades dos diversos esquemas de incentivo existentes.

2.1 Modelos de incentivo à implementação de FER

As políticas existentes de suporte à produção de eletricidade de FER já demonstraram ser funcionais e eficientes

mas não de igual modo. Existem políticas que têm um grande impacto e são igualmente eficientes ao nível de

custos, políticas que têm impacto mas com custos elevados e também políticas que não mostram resultados

apesar de terem incentivos que possam ser considerados excessivos.

Cada um dos regimes de incentivos que atualmente existem tem a sua natureza específica de acordo com cada

uma das seguintes modalidades: tarifas bonificadas, feed-in (feed-in tariff, FIT) e prémio bonificado (feed-in

premium, FIP), leilões, obrigações por quotas e certificados de origem (Tradable Green Certificates, TGC) e

incentivos de apoio direto ao investimento, taxas de juro de empréstimos reduzidas, isenção de impostos e

outras medidas fiscais (ECOFYS, 2008; AIE, 2011, Green Rhino Energy, 2015).

A aplicação destes regimes nos países da UE é estudada por diversas iniciativas para incentivar a integração de

energias renováveis e promover o diálogo entre os diversos intervenientes com vista à identificação dos

problemas existentes e apresentar soluções. Um dos projetos da Comissão Europeia da Energia Inteligente para

a Europa é o PV Grid, que conta com a participação de 16 países5 da UE e tem como objetivo contribuir para

ultrapassar as barreiras burocráticas que atrasam a integração em larga escala de energia fotovoltaica nas redes

de distribuição por toda a Europa (PV Grid, 2014). Este projeto, em conjunto com o projeto PV Legal, contemplou

a criação de uma base de dados de regulamentação existente nos países europeus com vista à partilha de

informação e melhoria do enquadramento legal existente com base nas experiências já registadas (PV Legal,

2014).

5 Países participantes no PV Grid: Alemanha, Áustria, Bélgica, Bulgária, Eslováquia, Eslovénia, Espanha, França, Grécia, Holanda, Itália, Polónia, Portugal, Reino Unido, República Checa e Suécia.

6

Existe também outro projeto de relevar, também relacionado com os esquemas de incentivos e regulamentação

existente, o PV Parity6, com início em junho de 2011 e fim em novembro de 2013, teve como objetivo apoiar a

concretização do objetivo de gerar 20% do consumo final de energia na UE (30-35% da geração de eletricidade)

a partir de fontes de energia renováveis até 2020, com o menor impacto possível para a comunidade.

A questão fundamental em todos os esquemas está ligada ao investimento, a tarifa deve ser estável e previsível

do ponto de vista do investidor contudo os regimes remuneratórios devem ser flexíveis por forma a se adaptarem

à mudança dos pressupostos que os definem.

2.1.1 Tarifa bonificada (FIT) e Prémio bonificado (FIP)

No regime de FIT, também utilizado em Portugal7, os produtores têm a garantia de receber um pagamento fixo

por cada unidade de eletricidade gerada (MWh) independentemente do preço de mercado (ECOFYS, 2014; AIE,

2011). A tarifa é fixa durante todo o período de garantia, podendo ser indexada à inflação, diferenciada por

tecnologias ou escalões de produção de energia e ajustada com mecanismos de regressão para novos centros

eletroprodutores. Estas tarifas garantem ao produtor de eletricidade com origem em FER um valor de energia

durante um período de tempo, geralmente 15 a 20 anos (AIE, 2011), em que permite o retorno rápido do

investimento. As tarifas feed-in são, geralmente, limitadas a um montante de energia anual ou um montante de

energia máximo durante o tempo de garantia concedido, cessando a tarifa se algum destes limites for atingido

(ECOFYS, 2008). Este modelo é aplicável não só a grandes centros eletroprodutores mas também à produção

descentralizada.

Uma das principais características deste modelo é que retira os riscos de mercado a longo prazo, contudo, se a

tarifa não for devidamente ajustada aos custos atuais de produção pode não compensar a implementação dos

projetos, para além de que é menos compatível com os princípios do mercado liberalizado (AIE, 2011). Um

problema que ocorreu com este modelo é que o custo da tecnologia fotovoltaica baixou rapidamente, devido à

rápida evolução da tecnologia, e tornou as taxas de rentabilidade muito atrativas, resultando, no geral, em custos

elevados da implementação desta política (AIE, 2011).

Nas FIP os produtores têm de comercializar diretamente a eletricidade produzida no mercado e recebem um

pagamento adicional em cima do preço resultante, seja um pagamento fixo ou adaptado à variação dos preços

de mercado para limitar tanto o risco do preço praticado como o de permitir lucros inesperados ao mesmo tempo

(ECOFYS, 2008).

Trata-se de um instrumento baseado em preços onde os produtores recebem um prémio como pagamento em

adição ao preço da eletricidade no mercado grossista, usualmente combinado com um limite superior e inferior

6 Países participantes no PV Parity: Alemanha, Áustria, Bélgica, Espanha, França, Grécia, Holanda, Itália, Portugal, Reino Unido e República Checa. 7 Em Portugal, o período de remuneração garantida tipicamente são 15 anos com exceção das hídricas cujo período de garantia pode ser até 25 anos (DL 126/2010) e do concurso de solar fotovoltaico em que também foi definido em 20 anos (DL 132-A/2010), e os limites de produção e energia entre 21-34 GWh por cada megawatt de potência de injeção. Na produção descentralizada os limites são de 15 anos e 2,6 MWh por cada quilowatt de potência de injeção para o solar fotovoltaico.

7

(Energypedia, 2015). As FIP podem ter valores fixos ou variáveis e também associados a mecanismos de redução,

mas uma vez que estão sempre associadas aos preços de mercado resulta que os produtores ficam mais

suscetíveis aos sinais de mercado e ao consumo.

As FIT ou FIP podem exceder, em alguns casos, as necessidades de incentivo de uma determinada tecnologia

como resultado da atividade de lóbis ou falta de conhecimento dos custos da geração de eletricidade baseada

em tecnologias de FER (como foi o caso da evolução a tecnologia fotovoltaica) (Fraunhofer ISI, 2014).

Para evitar este tipo de sobrecompensação as tarifas devem ser adaptadas numa base regular por forma a refletir

o custo do desenvolvimento sem destruir a confiança do investidor (Fraunhofer ISI, 2014).

2.1.2 CfD (Contracts for Difference, ou “Contratos pela Diferença”)

Neste modelo, é definido um preço limite pelo governo e garantido o contrato de longo prazo. Caso os preços

de eletricidade sejam inferiores ao preço limite os produtores recebem a diferença em forma de um pagamento

de FIP, se o preço da eletricidade exceder o preço limite os produtores pagam ao governo a diferença. (ECOFYS,

2014; ATKEARNEY, 2012)

O Reino Unido está atualmente no processo de introduzir um modelo de FIP baseado em CfD com vista a

substituir o modelo de quotas de FER atual até 2017. Os preços limites foram definidos em 2013 para a maioria

das tecnologias de FER para o período 2014-2019 e em alguns casos incluem uma regressão pré-determinada

(Energypedia, 2015; ATKEARNEY, 2012).

2.1.3 Leilões

Uma das formas de evitar os sobrecustos é a aplicação de esquemas de leilões que geralmente levam a que os

custos das FER sejam adequados uma vez que os investidores têm de competir pelo apoio. No entanto, os preços

poderão ser mais altos caso haja algumas imperfeiçoes no "mercado" que levem a um comportamento

tendencioso.

Nestes casos entidade reguladora anuncia a abertura de um concurso para instalar uma certa capacidade de

determinada ou diversas tecnologias, podendo contemplar localizações específicas para os projetos. Os

produtores interessados no concurso devem submeter as propostas e indicar o preço/tarifa a que se propõem

desenvolver o projeto (AIE, 2011). O licitante que fizer a proposta mais baixa, em termos de tarifa aplicável, é

selecionado (AIE 2011).

Estes concursos podem conter certos requisitos ou especificações tecnológicas, sendo frequentemente utilizados

para cumprir metas onde não existe mercado de certificados.

Os leilões não representam por si só um regime de incentivo, mas são utilizados para determinar o nível de

incentivo de outros regimes (como por exemplo os de tarifa bonificada) para garantir o incentivo às diferentes

FER (ECOFYS, 2014; ATKEARNEY, 2012).

8

2.1.4 Certificados de Origem (TGC) e Quotas

Este sistema baseia-se no conceito de classificar a energia produzida de acordo com a sua origem. A eletricidade

é vendida em mercado e, adicionalmente, os produtores podem vender um certificado que representa uma certa

quantidade de eletricidade renovável que foi gerada (AIE, 2011).

Os certificados podem também ser diferenciados por tecnologia para estimular a implementação de um leque

de tecnologias mais diversificado. A venda destes certificados garante um rendimento adicional ao preço do

mercado da energia final (AIE, 2011). A grande vantagem desta opção é a compatibilidade com os princípios de

mercado e da concorrência livre na determinação do preço8 (AIE, 2011).

A imposição de quotas de FER no mix da produção de eletricidade, seja aos consumidores, comercializadores ou

produtores, é complementar à implementação deste sistema incentivando o uso do mesmo (AIE, 2011). Em

contrapartida são também aplicadas penalizações sempre que as quotas não forem cumpridas (AIE, 2011).

Verifica-se que o sistema de certificados de origem funciona se forem também exigidas determinadas quotas de

eletricidade “verde” aos intervenientes do sistema elétrico, com limites de produção anual para garantir que os

preços não baixam rapidamente devido ao fornecimento em excesso dos certificados (ECOFYS, 2008;

ATKEARNEY, 2012).

2.1.5 Incentivos Fiscais e Subsídios

Neste esquema o incentivo pode significar a subsidiação direta de projetos, empréstimos com juros reduzidos,

deduções de impostos ou a combinação de várias destas medidas (ECOFYS, 2008; ATKEARNEY, 2012).

A subsidiação, por sua vez, é feita no início do desenvolvimento dos projetos sendo o montante do investimento

determinado de forma semelhante ao caso das feed-in, dependendo da tecnologia e da avaliação económica dos

projetos (ECOFYS, 2008).

Em certos modelos, os incentivos fiscais, ou créditos fiscais, podem ser transacionados, sendo a eletricidade

gerada remunerada em deduções de impostos em moeda corrente e ser aplicadas a entidades privadas. O

sistema de subsídios é usado para reduzir os custos com o investimento tornando o retorno para os investidores

mais rápido (AIE, 2011).

Esta medida foi utilizada principalmente nos Estados Unidos da América (EUA), onde os promotores recebiam

30% do valor do investimento em dinheiro, tornando assim os projetos, ou especificamente a tecnologia a

implementar, mais competitivos (AIE, 2011).

8 Tendo em conta que os certificados não são distintos de tecnologia para tecnologia, apenas as de mais baixo custo de implementação são incentivadas, ao mesmo tempo que as de maior custo não recebem incentivo suficiente.

9

2.1.6 Autoconsumo e net-metering

No autoconsumo é possível consumir a energia produzida diretamente sem recurso à rede elétrica mas pode ser

também considerada a possibilidade de venda de excedentes de energia à rede (Decreto-Lei 153/2014).

Já no net-metering verifica-se um encontro de contas de energia produzida que é injetada na rede e a consumida.

A produção excedente do consumo instantâneo é injetada na rede e contabilizada em créditos que podem ser

compensados no consumo num maior período temporal (até um ano ou dois anos), usando a rede elétrica como

armazenamento a longo prazo (EPIA, 2013). O net-metering pode ser entendido como a junção dos modelos de

autoconsumo direto com as tarifas feed-in (Hauff et al., 2011).

Estes modelos favorecem o consumo da eletricidade produzida, em detrimento do pagamento de tarifas pela

eletricidade injetada na rede, em produção distribuída localizada junto ao consumo. Cumulativamente, podem

existir incentivos diretos, como prémio sobre a energia autoconsumida9 ou indiretos no caso da tarifa feed-in ser

inferior ao custo da eletricidade para o consumidor final10 (EPIA, 2013).

A integração em larga escala de produção descentralizada, principalmente de sistemas fotovoltaicos, leva à

existência de alguns problemas técnicos como o aumento da tensão e congestionamento nas redes de

distribuição (Matos e Catalão, 2013). Nesse sentido podem ser consideradas algumas soluções ao nível do

operador da rede, como por exemplo: o reforço da rede, introdução de reguladores de tensão (OLTC),

compensação de potência reativa, armazenamento na distribuição (Matos e Catalão, 2013). Por outro lado, é

possível implementar soluções ao nível do produtor-consumidor (prosumer), nomeadamente, armazenamento

de energia no local, autoconsumo através de incentivos tarifários, controlo de potência ativa ou reativa pelo

inversor (controlando também a tensão) (Matos e Catalão, 2013). As soluções adotadas ao nível do produtor-

consumidor são mais eficazes e mais fáceis de implementar em comparação com a possibilidade de reforço da

rede. Através do autoconsumo e do net-metering com base em fonte solar é possível reduzir a carga na rede, em

especial nas horas de ponta e cheia, nos casos em que o pico de consumo ocorre neste período, e reduzir perdas

de transmissão e de distribuição (Matos e Catalão, 2013; ATKEARNEY, 2012).

Ainda que o consumo próprio contribua significativamente para aliviar o congestionamento da rede, na maioria

dos casos a ligação à rede continua a manter-se de forma a garantir a segurança de abastecimento de eletricidade

quando a geração não está disponível. A existência da ligação à rede no caso do autoconsumo leva à partilha de

benefícios e de custos entre o produtor e o sistema elétrico.

2.2 Estado da Arte

Em todo o mundo são utilizados modelos de net-metering puro, modelos que incentivam o consumo instantâneo

da eletricidade produzida e outros que consideram soluções intermédias entre estas duas opções. A diversidade

dos modelos é principalmente em fatores como: a existência de incentivos, o valor de remuneração do

9 Aplicável no Reino Unido (autoconsumo) e na Itália (net-metering). 10 Aplicável na Alemanha (autoconsumo) e também em Portugal (autoconsumo).

10

excedente, limites de energia e/ou limites de capacidade instalada, aplicação ou não das tarifas de sistema e de

acesso às redes, períodos em que são contabilizados os créditos (em net-metering), entre outros.

Na Europa, de entre os modelos de autoconsumo adotados pelos vários países, podem-se salientar algumas

características mais relevantes:

i. Valorização da energia autoconsumida

No caso da Croácia 80% da energia é valorizada com FIT (para instalações abaixo de 300 kWp), tal como

na Dinamarca e na Alemanha que atribuem uma FIT pela energia autoconsumida por forma a incentivar

a sua utilização. No caso de Malta, Finlândia e Áustria são utilizados contratos bilaterais para aquisição da

energia (European Commission, 2015).

ii. Custos de rede e sistema

Sendo isentos os custos de rede e/ou de sistema em alguns países, parcialmente ou totalmente, como é

o caso da Finlândia que aplica a parte fixa das taxas, da Alemanha que isenta taxas abaixo de 10 kWp e

para potências acima de 10 kWp ou energia superior a 10 MWh/ano em que reduz os custos até 40% em

2017, o caso da Itália que isenta os custos de rede e de sistema abaixo de 20 kW, parcialmente até 200 kW

e apenas custos de sistema acima de 200 kW, enquanto que em Malta, Croácia e Reino Unido não são

aplicados estes custos. No Chipre e na Áustria não há isenção os custos de rede e de sistema (European

Commission, 2015).

iii. Valorização do excedente de energia

A Alemanha paga um valor extra ao preço de mercado e também o Reino Unido paga uma FIP até 50% da

energia excedente (abaixo de 50 kWp).

Relativamente aos modelos de net-metering utilizados na Europa, pode-se identificar o período de saldo de

energia que pode ser anual (como é o caso da Bélgica, Chipre, Grécia, Itália, Letónia, Holanda e Suécia), horário

(como acorre na Dinamarca após a alteração do período anual para horário em 2012), semestral (no caso da

Polónia) ou pode ser negociado com o ORD (na Hungria pode-se optar pelo período mensal, semestral ou anual).

Relativamente aos incentivos da energia em net-metering, esta pode ser remunerada ao preço praticado pelo

comercializador (como ocorre no Chipre, Hungria, Dinamarca, Grécia, Letónia e Holanda), com FIT (no Polónia) e

também com reduções de no valor das tarifas de sistema (como sucede na Suécia) (European Commission, 2015),

No caso da Itália é usado um sistema de remuneração da eletricidade injetada na rede que é consumida

instantaneamente, que representa uma tentativa de favorecer o consumo direto mas mantendo um misto de

net-metering) (ECOFYS, 2013). Os requisitos de acesso ao net-metering variam muito ao nível da potência de

ligação e instalada mas principalmente são adequados a sistemas residenciais e comerciais, sendo os de maior

limite até 500 kW (em Itália).

Nos Estados Unidos da América o net-metering está bastante generalizado e implementado em pelo menos 47

estados (ECOFYS, 2013). Os operadores públicos, na sua generalidade, são obrigados legalmente a disponibilizar

11

net-metering aos clientes que o solicitarem, sendo os limites de potência instalada permitidos entre 10 kW e

10 MW nos diversos estados, consoante se trate de uma utilização residencial, comercial, industrial, estatal,

governamental, etc. (Poullikkas, A., Kourtis, G., Hadjipaschalis, I., 2013). A energia em excesso é remunerada

geralmente preço de retalho pelo comercializador mas alguns estados pagam a preços de mercado (ECOFYS,

2013).

2.3 Regulamentação em Portugal

No processo de estabelecimento e desenvolvimento do sistema elétrico nacional (SEN), desde há muito que

existe o conceito de produção de eletricidade para consumo próprio (Decreto-Lei n.º 26852 de 30 de julho de

1936 alterado pelos Decretos-Leis n.ºs 446/76, de 5 de junho, 517/80, de 31 de outubro, 272/92, de 3 de

dezembro e 4/93, de 8 de janeiro, e pela Lei n.º 30/2006, de 11 de julho), com base em energias renováveis ou

cogeração, inicialmente em pequenas hídricas associadas a indústrias ou em pequenas redes isoladas. Com a

publicação do Decreto-Lei n.º 189/88, de 27 de maio, foi definido um regime tarifário específico para a Produção

em Regime Especial (PRE) integrando os aproveitamentos hídricos até 10 MVA de potência instalada, a produção

de energia elétrica através de outras fontes renováveis e unidades de cogeração e produção a partir de resíduos

Os Decretos-Lei n.º 215-A e 215-B/2012, de 8 de outubro, vieram alterar e reorganizar o SEN, enquadrando a

produção de FER, cogeração, microprodução, miniprodução, produção sem injeção de potência na rede, e outras

com base em recursos endógenos, na produção em regime especial. Adicionalmente, deixou de ser aplicado ao

licenciamento deste tipo de instalações, exceto na cogeração, o Regulamento de Licenças de Instalações Elétricas

(RLIE) através do qual era possível o licenciamento de pequenas instalações de autoconsumo sem injeção na

rede. O autoconsumo veio a ser possível através da Portaria n.º 237/2013, de 24 de julho, sem a possibilidade

de injeção de excedentes na rede, até à publicação de legislação específica para o autoconsumo (Decreto-Lei

n.º 153/2014, de 20 de outubro).

A produção descentralizada teve forma no regime do produtor-consumidor (Decreto-Lei n.º 68/2002, de 25 de

março), na microprodução (Decreto-Lei n.º 363/2007, alterado e republicado pelos Decretos-Leis

n.º 118-A/2010, de 25 de outubro e Decreto-Lei n.º 25/2013, de 19 de fevereiro) e na miniprodução (Decreto-Lei

n.º 34/2011, de 8 de março, alterado e republicado pelo Decreto-Lei 25/2013, e que revogou o DL 68/2002)11.

Em 2014 a produção de eletricidade oriunda de microprodução e miniprodução atingiu perto de 235 GWh, como

mostra a Tabela 1, o que representa uma média de 1 423 horas de funcionamento equivalentes à potência

máxima relativamente à potência total instalada.

A Tabela 2 mostra o número de centrais de microprodução e miniprodução ligadas à rede, com o total de 26 193

microproduções e de 1 398 miniproduções, respetivamente. Verifica-se ainda que a fonte solar representa mais

de 99% das restantes fontes utilizadas.

11 Estes modelos são detalhados em anexo

12

Tabela 1 – Resumo da potência instalada e energia

produzida de microprodução e miniprodução em

2014 (DGEG, 2015)

Tipo Potência

(kW) Energia (MWh)

Microprodução 100 109 148 994

Hídrica 97 263

Eólica 418 231

Fotovoltaica 99 594 148 500

Miniprodução 64 846 85 813

Hídrica 20 61

Eólica 60 70

Fotovoltaica 64 765 83 146

Biogás 1 2 536

Total Microprodução +

Miniprodução 164 955 234 807

Tabela 2 – Resumo da quantidade e potência instalada de

microproduções e miniproduções até 2014 (Renováveis na

Hora, 2015)

Microprodução

Regime Remuneratório Nº Produtores Potência (kW)

Total Geral 1 033 4 682

Total Bonificado 25 160 89 501

Total Microprodução 26 193 94 183

Miniprodução

Total Bonificado

Escalão Nº Produtores Potência (kW)

I 865 13 338

II 395 23 720

III 138 28 411

Total Miniprodução 1 398 65 469

TOTAL Microprodução + Miniprodução

27 591 159 652

A discrepância de valores da potência instalada em quilowatt, observada nas Tabela 1 e Tabela 2, pode ser

explicada pelo facto de que a potência registada no Portal “Renováveis na hora” é referente à potência dos

equipamentos de ligação à rede e a potência indicada pela DGEG refere-se à potência efetivamente instalada

(que no caso da fonte solar é a dos painéis fotovoltaicos e não a dos inversores).

Por sua vez, o Decreto-Lei n.º 153/2014, de 20 de outubro, veio implementar o novo regime jurídico para as

unidades de pequena produção (UPP) e para autoconsumo (UPAC), revogando a microprodução e miniprodução,

tornando-se atualmente no único regime jurídico para a produção descentralizada.

Este diploma vem regular a atividade de produção de energia para autoconsumo baseado em várias tecnologias

de produção, renováveis ou não renováveis, com potência máxima instalada até duas vezes a potência

contratada da instalação de utilização com possibilidade de injeção de eventuais excedentes na rede.

Adicionalmente, é permitida a instalação de centrais pequena produção com venda total de energia à rede

limitadas a 250 kW, desde que o consumo seja de pelo menos 50% do valor da energia produzida, conforme

representação da Eq. 1, através de uma só tecnologia de fonte renovável.

𝐸𝑝𝑟𝑜𝑑𝑢𝑧𝑖𝑑𝑎 ≤ 2 × 𝐸𝑐𝑜𝑛𝑠𝑢𝑚𝑖𝑑𝑎 Eq. 1

13

Para centrais de autoconsumo, sem injeção na rede com potência instalada entre 0,2 kW e 1,5 kW a exploração

apenas necessita de uma comunicação prévia no sistema de registos, sendo as instalações até 0,2 kW isentas de

controlo prévio, conforme identificado na Tabela 3.

Tabela 3 – Resumo das condições de licenciamento de UPP e UPAC (Decreto-Lei 153/2014)

Autorização/ Licenciamento

Autoconsumo Pequena Produção

Potência Instalada

Isolado Sem injeção Com injeção de

excedentes Injeção total

na rede

Até 0,2 kW N.A. Necessário registo

e certificado de exploração Necessário

registo e certificado de

exploração (até 250 kW)

De 0,2 W a 1,5 kW

Mera comunicação prévia Necessário registo

e certificado de exploração

De 1,5 kW a 1 000 kW

Mera comunicação prévia Necessário registo e certificado de

exploração

A partir de 1 000 kW

Necessária licença de produção e de exploração N.A.

Nos casos em que a instalação de utilização não se encontra ligada à rede é necessário registo e certificado de

exploração, bem como, a instalação de contador, se pretender transacionar certificados verdes para a energia

autoconsumida.

No autoconsumo com injeção de excedentes na rede, a energia excedente é remunerada pelo valor calculado

através da fórmula da Eq. 2:

𝑅𝑈𝑃𝐴𝐶,𝑚 = 𝐸𝑓𝑜𝑟𝑛𝑒𝑐𝑖𝑑𝑎,𝑚 × 𝑂𝑀𝐼𝐸𝑚 × 0,9 Eq. 2

Onde:

RUPAC,m é a remuneração do mês m em [€];

Efornecida,m é a energia fornecida no mês m, em [kWh];

OMIEm é o valor resultante da média aritmética simples dos preços de fecho do Operador do Mercado

Ibérico de Energia (OMIE) para Portugal (mercado diário), relativos ao mês m, em [€/kWh]

14

Os centros eletroprodutores destinados ao autoconsumo com potência superior a 1,5 kW, cuja instalação de

utilização se encontre ligada à RESP, fiquem sujeitos ao pagamento de uma compensação mensal fixa entre 30%

a 50% do valor dos CIEG caso a capacidade global em autoconsumo exceda 1% e 3% do valor da potência de

geração no sistema, respetivamente, nos primeiros 10 anos de exploração, calculada com base na Eq. 3:

𝐶𝑈𝑃𝐴𝐶,𝑚 = 𝑃𝑈𝑃𝐴𝐶 × 𝑉𝐶𝐼𝐸𝐺,𝑡 × 𝐾𝑡 Eq. 3

Onde:

𝐶𝑈𝑃𝐴𝐶,𝑚 é a compensação paga no mês m por cada kW de potência instalada, que permita recuperar

uma parcela dos CIEG na tarifa de uso global do sistema relativa ao regime de produção de eletricidade

em autoconsumo.

𝑃𝑈𝑃𝐴𝐶 é o valor da potência instalada;

𝑉𝐶𝐼𝐸𝐺,𝑡 é o valor que permite recuperar os CIEG da respetiva unidade de autoconsumo, medido em

[€/kW], apurado no ano t;

Kt é o coeficiente de ponderação, entre 0% e 50%, a aplicar ao 𝑉𝐶𝐼𝐸𝐺,𝑡 tendo em consideração a

representatividade da potência total registada das UPAC no Sistema Elétrico Nacional, no ano «t»

t é o ano de emissão do certificado de exploração do centro electroprodutor.

De acordo com os valores do coeficiente de ponderação Kt e com os valores associados à recuperação dos custos

decorrentes de política energética, de sustentabilidade ou de interesse económico geral (VCieg,t), em € por kW,

apurados para 2015 e publicados e aprovados pela Diretiva 15/2014 ERSE, de 15 de dezembro, a parcela

VCieg,t x Kt assume os valores que constam da Tabela 4.

Tabela 4 – Valores da parcela “Vcieg x Kt” para 2015 (ERSE 2014, Decreto-Lei 153/2014)

Nível de tensão/Tipo de Fornecimento,

VCieg,2015

P. Acumulada UPAC em relação à P. de Produção instalada

no SEN [%]

<1% 1% ≤ P ≤ 3% > 3%

Kt 0% 30% 50%

(€/kW)/mês

AT 2,617 0,0000 0,7851 1,3085

MT 3,062 0,0000 0,9186 1,5310

BTE 3,819 0,0000 1,1457 1,9095

BTN > 20,7 kVA 3,308 0,0000 0,9924 1,6540

BTN ≤ 20,7 kVA 5,78 0,0000 1,7340 2,8900

15

2.4 O recurso solar

A energia solar recebida num dado local depende da radiação incidente, especificamente do ângulo de incidência

da radiação sobre a superfície recetora que, por sua vez, depende da altura do dia, da estação do ano e da

proximidade do equador (EU JRC, 2014). Na Europa, os países do Sul são os que apresentam uma maior incidência

radiação, logo, são mais favoráveis ao aproveitamento deste recurso, como é o caso de Portugal (EU JRC, 2014).

No caso em estudo, entende-se como a superfície recetora a área dos módulos fotovoltaicos. Assim, a colocação

dos módulos deveria estar otimizada para captar o máximo de radiação solar direta, situação em que o ângulo

de incidência seria 0º (radiação incidente perpendicular ao plano dos módulos), contudo, esta situação obrigaria

à existência de seguidores solares em todas as centrais fotovoltaicas. No caso se uma instalação fotovoltaica fixa

não é possível manter o máximo de radiação incidente possível, assim, otimiza-se o ângulo de inclinação dos

módulos (plano de incidência) por forma a obter um ângulo com o maior rendimento diário de captação de

energia, tendo em conta a variação da altura solar ao longo do ano (Monteiro, 2014).

Dependendo se se pretende obter a máxima rentabilidade no inverno ou no verão, adiciona-se 15º à latitude do

local ou subtrai-se 15° à latitude do local, respetivamente, e para uma boa rentabilidade anual subtrai-se 5º à

latitude do local. Verifica-se então que para Portugal o ângulo de inclinação ótimo rondará 35° (Monteiro, 2014).

Observa-se nos dois mapas solares da Figura 1 a soma anual da irradiação global (kWh/m2) e a soma anual do

potencial de eletricidade gerada por um sistema de 1 kWp (kWh/kWp) assumindo um índice de performance12

de 75%, em que se considera a incidência no plano horizontal a) e outro num plano de inclinação ótimo b). Entre

as duas situações, a) e b), verifica-se um aumento em cerca de 150-200 kWh/m2 da irradiação global, o que

representa, no melhor caso, aproximadamente 1 600 horas equivalentes à potência de pico.

12 Índice que caracteriza o desempenho de diferentes sistemas fotovoltaicos e que é dado pelo quociente entre o número equivalente de horas, num dado período em que um sistema fotovoltaico funcionou à sua potência de pico e o número de equivalente de horas, num dado período, em que um gerador recebeu a irradiância de referência (Viana, 2010).

16

a)

b)

Figura 1 – Irradiação global e potencial de eletricidade gerada em Portugal13: a) no plano horizontal; b) no

plano com inclinação ótima (EU JRC, 2014)

A tecnologia mais usual para a tecnologia fotovoltaica é o Silício cristalino (Si), sejam monocristalino ou

policristalino, seguido Película Fina que poderá ser composta por Silício amorfo (a-Si), Telurieto de Cádmio e/ou

Sulfureto de Cádmio (CdTe/CdS), Selenieto de Cobre e Índio (CIS) ou Di-Selenieto de Cobre Índio Gálio (CIGS)

(Costa, 2013). Atualmente, a eficiência dos módulos fotovoltaicos ao nível comercial varia aproximadamente

entre 5%-20%, prevendo-se um aumento da eficiência até 2017 por forma a chegar aos 24% para o Si-

monocristalino, 19% no Si-policristalino/CdTe/CIGS e 12% para o a-Si (AIE, 2014).

Atualmente existem outras tecnologias em desenvolvimento e diversas técnicas acessórias que podem aumentar

a produção de energia, como o caso da tecnologia fotovoltaica de concentração e seguidores solares. Contudo,

estas tecnologias acarretam maiores custos de implementação dos sistemas (AIE, 2014).

2.5 Armazenamento

Quando se fala em armazenamento de energia, pode-se pensar para além da energia elétrica e adotar diferentes

formas de energia, mecânica, cinética ou potencial. As soluções existentes para armazenar energia proveniente

de FER intermitentes variam conforme as necessidades de armazenamento, grande capacidade ou pequena,

número de ciclos de carga/descarga, fiabilidade, durabilidade, preço, etc., e podem ser as seguintes:

13 Com base na média de dados recolhidos no período entre 1998 e 2011.

17

• Bombagem para uma albufeira – Este tipo de armazenamento associado à fonte hídrica dificilmente pode

ser aplicado numa pequena produção distribuída;

• Armazenamento de gás comprimido – Esta técnica já pode ser implementada em produção distribuída

podendo mesmo servir como alternativa à rede quando houver uma falha de energia;

• Discos de Inércia “Fly-wheels” – Sistemas bastante eficientes, vida útil longa, podem servir de apoio

alternativo ao fornecimento em caso de falha de energia ou mesmo alternativa económica à produção

distribuída (armazenamento em horas de vazio e consumo em horas de ponta)

• Baterias químicas – Uma opção viável à produção distribuída que contempla diversas opções de

tecnologias (ácido-chumbo, cádmio-níquel, hidreto de metelo-níquel, enxofre/sódio, iões de lítio,

polímero-lítio, entre outros (Silva, 2008);

• Super Condensadores – Apenas permite armazenar pequenas quantidades de energia durante pouco

tempo, utilizados principalmente em dispositivos eletrónicos;

• Células de combustível/Hidrogénio – A eletricidade excedente é utilizada na produção de hidrogénio que

posteriormente pode ser armazenado em reservatórios, a tecnologia de produção e eletricidade com base

no hidrogénio está ainda em evolução não sendo ainda economicamente viável.

Em sistemas autónomos as baterias de Ácido-Chumbo são os elementos mais comuns para o armazenamento

de curta duração. Estas baterias têm um bom rendimento mesmo para taxas de descarga elevadas (Viana, 2010),

contudo, os preços de instalação, manutenção e dos sistemas de controlo, tendo em conta a durabilidade das

mesmas, leva a que a sua aplicação em sistemas de autoconsumo seja ainda precoce. Assim, neste estudo não

se considera a aplicação prática de baterias mas sim uma situação de “armazenamento ideal”.

18

Capítulo 3. Análise de dados

A Diretiva n.º 2/2015, de 14 de janeiro da ERSE veio publicar os perfis de consumo tipo aplicáveis a clientes finais

MT, clientes finais BTE, três perfis para BTN, classes BTN A, BTN B e BTN C, perfil de consumo para iluminação

pública (IP), o perfil de produção aplicável à microprodução e miniprodução de fonte solar, os perfis de perdas

nas redes elétricas e o diagrama de carga de referência, aprovados para o ano de 2015.

Estes perfis tipo, ou iniciais, têm como objetivo a aplicação a todos os clientes finais que não tenham

equipamentos de medição com registo em períodos de 15 minutos. Estes perfis são normalizados e são

estimados através da aquisição de dados de sistemas de telecontagem e submetidos para aprovação pelos

operadores de rede. Nos casos em que não se encontram diferenciadas as quantidades de energia entregues

com o nível de informação suficiente para o cálculo das tarifas é necessário utilizar diagramas de carga

representativos dos perfis de consumo ou de produção do consumidor ou produtor padrão em dado nível de

tensão e opção tarifária.

Com base nestes perfis tipo e nos dados de consumo e número de consumidores, para cada nível de tensão ou

classe de consumo, e a produção e número de produtores para cada tipo de produção, são obtidos perfis com a

potência média instantânea para cada consumidor ou produtor. Estes perfis de potência média instantânea

consideram-se os perfis finais que serão utilizados para estimar os consumos e produções típicas associadas a

cada setor de atividade (residencial, comercial ou industrial).

3.1 Consumidores e fornecimento de energia

O consumo da energia elétrica aumentou gradualmente até 2010 chegando aos 48 949 GWh e desde então tem

vindo a decrescer até aos 46 245 GWh em 2013, de acordo com a Figura 2.

Figura 2 – Evolução do consumo de energia elétrica 1994-2012 (DGEG, 2015)

Relativamente ao consumo esperado em 2015 para os diferentes níveis de tensão, comparativamente a 2014

percebe-se pela análise das Figura 3 e Figura 4 o peso do mercado livre em relação aos fornecimentos nas tarifas

48.949 46.245

0

20.000

40.000

60.000

1994 1997 2000 2003 2006 2009 2012Ener

gia

(GW

h)

Ano

Evolução do consumo de energia elétrica em Portugal Continental

Produção líquida + saldo importador Perdas de transporte e distribuição

Consumo Líquido de Perdas

19

transitórias, sendo estas apenas para a MT, BTE e BTN, chegando já perto dos 90% do consumo total, o que

representa cerca de 65% dos consumidores.

Figura 3 – Estrutura de consumos por mercado e nível de

tensão em 2014 (ERSE, 2014)

Figura 4 – Estrutura de consumos por mercado e nível de tensão

em 2015 (ERSE, 2014)

No documento Caracterização da procura de energia elétrica em 2015 (ERSE, 2014) são identificados os

fornecimentos de energia e o número médio de consumidores esperados em 2015, por tipo de fornecimento e

por mercado, conforme a Tabela 5. Importa referir que a iluminação pública teve uma categoria própria que

deixou de existir em 2014, sendo os respetivos consumos e o número de consumidores integrados na BTN

conforme estipulado no documento de Caracterização da Procura de Energia Elétrica em 2014 (ERSE, 2013).

20

Tabela 5 – Evolução esperada dos fornecimentos e de número de consumidores de eletricidade por nível de

tensão e por mercado considerada nas tarifas de 2015 (ERSE, 2014)

Fornecimentos de energia elétrica (GWh) Número médio de consumidores

Tarifas 2014

Tarifas Estimadas

2015

∆% T2015/T2014

Tarifas 2014

Tarifas Estimadas

2015

∆% T2015/T2014

Fornecimentos em Mercado

Regulado 10 254 4 644 -54,7% 3 440 878 2 238 233 -35,0%

MAT 0 0 - 0 0 -

AT 6 0 - 10 1 -90,0%

MT 545 168 -69,2% 2 358 853 -63,8%

BTE 330 180 -45,5% 6 039 2 564 -57,5%

BTN 9 373 4 296 -54,2% 3 432 471 2 234 815 -34,9%

Fornecimentos em Mercado

Livre 34 277 39 974 16,6% 2 638 836 3 850 406 45,9%

MAT 2 192 2 148 -2,0% 69 68 -1,4%

AT 6 388 7 032 10,1% 273 289 5,9%

MT 13 091 13 811 5,5% 21 218 22 850 7,7%

BTE 2 974 3 155 6,1% 27 511 31 175 13,3%

BTN 9 632 13 828 43,6% 2 589 765 3 796 024 46,6%

Fornecimento Total

44 533 44 617 0,2% 6 079 711 6 079 711 0,0%

MAT 2 192 2 148 -2,0% 69 68 -1,4%

AT 6 395 7 032 10,0% 283 290 2,5%

MT 13 636 13 978 2,5% 23 576 23 703 0,5%

BTE 3 304 3 335 0,9% 33 550 33 739 0,6%

BTN 19 006 18 124 -4,6% 6 022 236 6 030 839 0,1%

No caso da BTN, com base em estudos efetuados com vista à caracterização do consumo, efetuados pelo INESC

Porto e INESC Coimbra e apresentados à ERSE pelo ORD verificou-se a segmentação em três classes como indica

a Tabela 6.

21

Tabela 6 – Segmentação de consumidores em BTN (ERSE, 2014)

Potência Contratada (kVA) Energia (kWh)

Classe A > 13,8 -

Classe B ≤ 13,8 > 7 140

Classe C ≤ 13,8 ≤ 7 140

A cada uma destas três classes de consumo em BTN é possível associar tipos consumo mais voltados para

atividades profissionais ou para consumos ao nível residencial, com base nos perfis tipo de cada classe. No caso

representado na Figura 5 para o perfil tipo BTE, verifica-se um maior consumo nas horas de cheia e ponta com

decréscimo a meio do dia, sugerindo um consumo comercial/industrial.

Figura 5 – Diagrama semanal típico de consumo em BTE no inverno e no verão em 2014 (ERSE, 2014).

No caso do perfil BTN A, conforme a Figura 6, ainda que com consumos menores, os diagramas assemelham-se

aos perfis de BTE, sugerindo que o tipo de consumo será o mesmo.

Figura 6 – Diagrama semanal típico de consumo em BTN A no inverno e no verão em 2014 (ERSE, 2014).

22

No caso da BTN B, como mostra a Figura 7, os consumos já são algo distintos dos consumos acima descritos,

observando-se alguma aproximação entre os dias úteis e não úteis, contudo, verificam-se ainda os picos de

consumo que salientam a aproximação ao setor comercial.

Figura 7 – Diagrama semanal típico de consumo em BTN B no inverno e no verão em 2014 (ERSE, 2014).

Já no caso da BTN C, representado na Figura 8, os consumos são maioritariamente à noite em período de vazio

o que sugere um consumo residencial, mostrando semelhanças com a BTN B no período de verão.

Figura 8 – Diagrama semanal típico de consumo em BTN C no inverno e no verão em 2014 (ERSE, 2014).

3.2 Construção dos perfis para os dias típicos

Numa primeira aproximação tentou-se perceber qual era o comportamento dos consumidores e da produção

fotovoltaica através dos perfis de dias representativos dos consumos no inverno, no início de janeiro, e no verão

no início de julho, em dias úteis (tipicamente um dia a meio da semana) e fins-de-semana, tendo sido escolhidos

os dias:

14 de janeiro – dia útil inverno, quarta-feira 1 de julho – dia útil verão, quarta-feira

17 e 18 de janeiro – fim-de-semana inverno 4 e 5 de julho – fim-de-semana verão

23

O tipo de consumos associados aos perfis BTN A e BTN B podem-se considerar semelhantes ao tipo de consumo

associados ao perfil de BTE, pelo que, a análise apenas efetuada sobre os perfis de consumo BTE e BTN C, servindo

como exemplo do setor industrial/comercial e do setor residencial, e sobre os perfis produção da miniprodução

e microprodução, respetivamente. Os restantes resultados obtidos serão colocados em anexo.

3.2.1 Perfis de consumo

Os perfis de consumo são aplicáveis a todos os clientes finais que não dispõem de equipamento de medição com

registo de consumos em períodos de 15 em 15 minutos. Estes perfis foram estimados a partir dos consumos

registados pelos equipamentos de medição dos clientes finais, ou obtidos por estimativa, de cada perfil de

consumo aplicável. Para cálculo dos perfis finais de consumo, teve-se em conta o consumo total previsto para a

baixa tensão (21 459 GWh no conjunto BTN mais BTE) e a distribuição do consumo de cada opção tarifária em

BTN14 pelas diferentes classes, obtendo-se a repartição por nível de tensão e classe BTN que mostra a Tabela 7.

Tabela 7 – Distribuição do consumo anual na baixa tensão com distinção da classe BTN (ERSE, 2014)

Nível de Tensão/Classe

Consumo Anual (MWh)

Nº Consumidores

BTE 3 335 421 33 739

BTN A 4 982 764 1 658 029

BTN B 610 757 203 231

BTN C 12 530 544 4 169 575

Total 21 459 486 6 064 575

Cada conjunto de valores de consumo e de número de consumidores são aplicados ao respetivo perfil inicial para

cálculo dos perfis finais, que correspondem a perfis de potência média instantânea por cada consumidor. Os

perfis finais de consumo, para BTE e BTN C referentes a um dia útil de inverno e de verão típicos, são

apresentados para efeito comparativo na Figura 9, Figura 10, Figura 11 e Figura 12, sendo os restantes perfis

apresentados em anexo.

Relativamente à distribuição do consumo em BTE nos dias úteis, Figura 9 e Figura 10, o consumo é centralizado

em dois picos, um a meio da manhã e a outro a meio da tarde, verificando-se um aumento do consumo no

inverno em relação ao verão em cerca de 10%. A potência de pico de consumo é cerca de 21 kW e 17 kW no

inverno e verão, respetivamente.

14 A composição das opções tarifárias (Tri-horária, Bi-horária e Simples) pelas classes BTN A, BTN B, BTN C, é publicada pela ERSE no documento Caracterização da Procura de EE 2015.

24

Figura 9 – Perfil final de consumo em BTE num dia útil típico de verão.

Figura 10 – Perfil final de consumo em BTE num dia útil típico de inverno.

No perfil BTN C nos dias úteis, Figura 11 e Figura 12, verifica-se em geral um aumento em cerca de 30% no

consumo de inverno em relação ao de verão, existindo um pico de consumo nas horas de vazio (pelas 20h) com

cerca de 0,7 kW e 0,42 kW, em cada estação, respetivamente.

25

Figura 11 – Perfil final de consumo em BTN C num dia útil típico de verão.

Figura 12 – Perfil final de consumo em BTN C num dia útil típico de inverno.

3.2.2 Perfis de Produção

À semelhança do que foi feito para o consumo, pode aplicar-se a mesma metodologia aos perfis da

microprodução e miniprodução, sendo necessário identificar a produção anual de cada um destes regimes e o

número produtores associado, identificados na Tabela 8. Serão assim criados dois perfis distintos, um com base

no número de produtores e produção anual da microprodução e outro com os mesmos dados referentes à

miniprodução obtendo-se, assim, um perfil da produção média em cada uma destas situações.

26

Tabela 8 – Distribuição da produção, potência e número de produtores na microprodução e miniprodução em

2014 (DGEG, 2015; Renováveis na Hora, 2015)

Produção N.º Produtores Potência

Instalada (kW) Energia (MWh)

Microprodução 26 193 100 109 148 994

Miniprodução 1 398 64 846 85 813

Total 27 591 164 955 234 807

Apresentam-se na Figura 13, Figura 14, Figura 15 e Figura 16, os perfis finais dos dias úteis de inverno e de verão,

referentes à miniprodução e microprodução, sendo os perfis correspondentes aos restantes dias típicos

apresentados em anexo.

Na miniprodução nos perfis dos dias úteis de verão e inverno,

Figura 13 e Figura 14, verifica-se que a produção fotovoltaica se situa nas horas de maior radiação solar sendo a

produção no verão muito superior à do inverno, com um pico de produção no verão cerca de 12 kW superior ao

do inverno, chegando aos 25 kW. Também se verificam mais horas de produção no verão (perto de 14h), tendo

o perfil de produção uma base mais ampla, enquanto que no inverno a produção começa mais tarde e acaba

mais cedo tendo menos horas de produção (cerca de 10h).

Figura 13 – Perfil final de uma miniprodução num dia útil típico de verão.

27

Figura 14 – Perfil final de uma miniprodução num dia útil típico de inverno.

Relativamente à microprodução, Figura 15 e Figura 16, uma vez que o perfil inicial é o mesmo da miniprodução,

as características são as mesmas referidas anteriormente, com a diferença dos picos de produção no verão e

inverno que têm cerca de 2,3 kW e 1,2 kW, respetivamente.

Figura 15 – Perfil final de uma microprodução num dia útil típico de verão.

28

Figura 16 – Perfil final de uma microprodução num dia útil típico de inverno.

3.3 Análise comparativa

Por forma a perceber a adaptação dos perfis de consumo e de produção em cada classe, ou tarifário, foi feita a

sobreposição dos dois perfis para cada um dos dias típicos, como mostram a Figura 17 e a Figura 18, para BTE e

BTN C, respetivamente, sendo os mesmos perfis listados em anexo em escala adequada.

29

a)

b)

c)

d)

Figura 17 – Perfis de consumo (a vermelho) e de produção (a azul) para BTE e Miniprodução; a) Dia útil de

inverno; b) Dia útil de verão; c) Fim-de-semana de inverno; d) Fim-de-semana de verão;

Pode perceber-se que, num dia útil de inverno a produção não é suficiente para satisfazer o consumo nem nas

horas de maior produção. No caso do dia útil de verão existe algum excedente considerável na ordem dos 40 kWh

que não é suficiente para colmatar os períodos de consumo superior à produção diária, que aparenta ser

aproximadamente duas vezes este valor. O consumo num fim-de-semana de inverno é cerca de três vezes

superior à produção que apenas faz face aos consumos nas horas de maior produção, existindo um pico de

consumo fora destas horas (pelas 19h) perto da potência máxima do dia, sendo o excedente desprezável face ao

consumo neste perfil. Apenas no fim-de-semana de verão a produção se aproxima ao consumo, podendo mesmo

existir um equilíbrio energético diário.

Verifica-se, no geral, um consumo superior à produção o que poderá tornar o sistema viável para estes perfis,

seja em autoconsumo com venda de excedentes à rede ou no modelo de net-metering, contudo, verificando-se

globalmente um consumo superior à produção, pode haver margem para redimensionar a instalação e ainda ser

economicamente viável.

30

a)

b)

c)

d)

Figura 18 – Perfis de consumo (a vermelho) e de produção (a azul) para BTN C e Microprodução; a) Dia útil de

inverno; b) Dia útil de verão; c) Fim-de-semana de inverno; d) Fim-de-semana de verão;

O comportamento do perfil BTN C e perfil de microprodução já são completamente distintos da situação da BTE,

verificando-se grandes excedentes de energia no verão, possivelmente suficientes para colmatar os consumos

do resto do ano. No caso do inverno apesar de a produção ser em excesso do consumo instantâneo já não será

suficiente para colmatar os consumos das horas de vazio e super vazio, altura de maior consumo neste perfil.

Para satisfazer os consumos anuais nesta situação, haveria necessidade de armazenamento de energia não só

diária mas também do excesso produzido no verão, visto que o défice de produção de energia no inverno não é

suficiente para ser autossustentável.

Numa situação de autoconsumo com injeção de excedentes na rede poderá estar a produção desadequada ao

consumo e, uma vez que é sobredimensionada, poderá não ser viável a sua instalação de acordo com este

modelo.

Com base nesta informação de consumo e de produção diária dos perfis analisados, é possível prever alguns

problemas ou vantagens na adaptação ao autoconsumo nos diferentes modelos, com por exemplo: os casos em

que se verificam grandes excessos de produção relativamente ao consumo são desadequados a esquemas de

consumo isolado ou de venda de excedentes a preços muito inferiores ao preço final aplicado aos consumidores;

ou as situações de consumo anual e produção equivalentes em que os picos de produção são, no geral,

enquadrados nos picos de consumo, sendo mais valorizada a energia autoconsumida.

31

Capítulo 4. Avaliação Técnico-Económica

Neste ponto é abordado o programa desenvolvido em Matlab, o tratamento da informação dos perfis, os

pressupostos aplicáveis aos modelos de autoconsumo a estudar e, com base nos balanços de energia de consumo

e de produção, a avaliação económica dos modelos. Assim, são identificados os consumos e produções

necessários para a valorização da energia em cada uma das situações definidas anteriormente: Autoconsumo

Isolado, Autoconsumo com injeção na rede e Net-Metering.

É ainda avaliada a viabilidade destes sistemas com base nos perfis tipo calculando-se o valor atualizado líquido

(VAL), a taxa interna de rentabilidade (TIR) e o período de retorno do investimento.

Os indicadores, VAL e TIR, são calculados iterativamente de acordo com as respetiva fórmulas, dadas pela Eq. 4

e pela Eq. 5, respetivamente:

𝑉𝐴𝐿 = ∑𝐶𝐹𝑗

(1 + 𝑖)𝑗− 𝐼𝑡

𝑛

𝑗=1

Eq. 4

Onde,

𝐶𝐹𝑗 – É o cash-flow, ou receitas líquidas anuais do ano j

n – Anos de vida útil do projeto

𝐼𝑡 - Investimento inicial atualizado para o ano 0

i - Taxa de atualização

𝑇𝐼𝑅 = ∑𝐶𝐹𝑗

(1 + 𝑇𝐼𝑅)𝑗− 𝐼𝑡

𝑛

𝑗=1

Eq. 5

4.1 Aplicação Desenvolvida

Foi desenvolvido um programa em Matlab que permite ler um ficheiro de Excel (*.csv) contendo a informação

dos perfis de consumo e de produção15. Este ficheiro deve ter uma estrutura formada por 5 colunas, com a data

(DD-MM-AAAA), dia da semana, a hora a que respeita o intervalo de 15 em 15 minutos de cada medição

(HH:MM), o valor da potência instantânea de consumo (kW) e o valor da potência instantânea de produção (kW),

indicando na primeira linha o nome dos campos (por ex.: “Data; Dia; Hora; Consumo BTN C (kW); Microprodução

(kW)”). Na leitura do ficheiro é possível optar pela análise de perfis iniciais ou finais para diferenciação dos

resultados.

15 Neste caso para a fonte solar e tecnologia fotovoltaica.

32

Com base na informação dos ficheiros, o programa constrói os gráficos com os perfis de consumo e de produção

sobrepostos, sendo possível apresentar os perfis diário dos quatro dias típicos do ano considerados, ou das

semanas a que dizem respeito os dias típicos (14 a 20 de janeiro; 1 a 7 de julho). Apresentam-se como exemplo

a Figura 19 e a Figura 20 com os perfis semanais BTE para inverno e verão, respetivamente, encontrando-se os

restantes perfis em anexo.

Figura 19 – Perfis de consumo (BTE) e produção (miniprodução), numa semana típica de inverno.

Figura 20 – Perfis de consumo (BTE) e produção (miniprodução), numa semana típica de verão

Existe também a possibilidade de apresentar os perfis com identificação das áreas em que a energia é Consumida

da rede, Autoconsumida e Excedente, sendo também possível identificar a Energia Armazenada Consumida caso

se verifique a existência de armazenamento ou net-metering. Na Figura 21 e na Figura 22 são apresentados como

exemplo os perfis de consumo BTE e de miniprodução para o inverno e verão, respetivamente, contemplando o

modelo de net-metering com diferenciação dos períodos de autoconsumo, excesso de produção e consumo da

rede, sendo os restantes perfis com identificação de áreas apresentados em anexo.

33


dos excedentes em net-metering, numa semana típica de inverno.


dos excedentes em net-metering, numa semana típica de verão.

A análise com base nestes gráficos permite perceber facilmente o que se passa durante todo o ano. Neste caso,

na semana típica de inverno não existem praticamente excedentes de energia sendo, no geral, o consumo

superior à produção e no verão os excedentes que se verificam são praticamente suficientes para suprir as

necessidades energéticas da semana.

quarta quinta sexta sábado domingo segunda terça0

5

10

15

20

25Consumo e produção na semana de 14-20 janeiro (Net-Metering)

Tempo (h)

Potê

ncia

(kW

)

Energia Importada da rede

Energia Excedente

Energia em Saldo Net-Metering

Energia Autoconsumida


5

10

15

20

25

30Consumo e produção na semana de 1 - 7 julho (Net-Metering)

Tempo (h)

Potê

ncia

(kW

)


Energia Excedente

Energia em Saldo Net-Metering


34

Adicionalmente, são efetuados cálculos para obter os balanços de energia para os dias típicos e para o ano, em

cada período horário de Ponta, Cheia, Vazio e Super Vazio, nomeadamente:

- Energia Consumida, sendo as necessidades de consumo da instalação de utilização, de acordo com o perfil final

de consumo;

- Energia Produzida, sendo a totalidade de energia produzida pela microprodução ou miniprodução, de acordo

com o perfil final de produção;

- Energia Autoconsumida, que é a energia produzida que é consumida instantaneamente na instalação de

utilização;

- Energia Excedente, que é o valor da produção de energia líquida do autoconsumo, ou seja, a diferença entre a

produção e o consumo instantâneos;

- Energia Importada da Rede, que representa a energia consumida da rede líquida do autoconsumo ou, nos

modelos de autoconsumo isolado da rede, representa o consumo esperado líquido de autoconsumo, sendo dada

pela diferença entre a energia consumida e a energia autoconsumida;

- Energia Armazenada Consumida, que representa o valor de energia que é consumida em alturas de consumo

superior à produção, proveniente de excedentes de energia (sendo que a totalidade da energia excedente se

contabiliza em saldo para utilização no modelo com armazenamento ou em net-metering);

- E.Importada da Rede - E.Armaz.Consumida, este valor representa a energia efetivamente consumida da rede

ou, nos modelos de autoconsumo isolado da rede, o consumo que fica por satisfazer, sendo dado pelo consumo

líquido de autoconsumo e de energia eventualmente armazenada ou proveniente de saldos de net-metering;

- Energia ainda Armazenada, que representa o saldo de energia remanescente no fim do período de análise de

saldos diários, semanais ou anuais de energia, caso exista armazenamento ou net-metering (este valor não é

diferenciado por períodos horários).

No caso dos dias típicos os balanços energéticos e os perfis são apresentados só e apenas para aquele dia, ou

seja, sem contabilização dos excedentes, saldos ou armazenamento de dias anteriores.

4.2 Casos de estudo

Na descrição de modelos de incentivo à produção descentralizada de energia com base em FER foram

identificados os modelos de produtor-consumidor aplicáveis ao estudo em questão, sendo eles o autoconsumo

com/sem injeção de excedentes na rede, já permitido pela legislação portuguesa e o net-metering, ainda sem

possibilidade de ser implementado em Portugal atualmente.

35

4.2.1 Autoconsumo Isolado/sem injeção na rede

Considera-se nestes modelos uma instalação do tipo BTN C, uma com armazenamento e outra sem, com

consumos tipicamente residenciais, associada a uma produção do tipo microprodução (abaixo de 5,75 kW).

Apresenta-se o resumo dos balanços de energia dos dias típicos na Tabela 9, encontrando-se em anexo os

resultados diferenciados por período horário, e na Tabela 10 os resultados anuais onde se salienta o consumo

anual de 3 005 kWh e a produção anual de 5 688 kWh.

Tabela 9 – Resumo dos resultados dos dias típicos para os perfis BTN C e microprodução

Resumo dos dias típicos BTN C

Dia útil

inverno (kWh) Fim-de-semana inverno (kWh)

Dia útil verão (kWh)

Fim-de-semana verão (kWh)

Consumo de Energia 10,15 10,57 7,50 7,55

Energia Produzida 7,67 7,67 21,61 21,61

Energia Autoconsumida 3,45 3,90 4,48 4,55

Energia Excedente 4,22 3,77 17,13 17,06

Consumo Líquido (Consumo – Autoconsumo)

6,69 6,67 3,02 3,00

Energia Armazenada Consumida

4,15 3,77 1,72 1,68

E.Importada da Rede - E.Armaz.Consumida

2,54 2,90 1,30 1,32

Energia ainda Armazenada 0,07 0,00 15,40 15,38

Tabela 10 – Saldos anuais de energia do Perfil BTN C e Microprodução, dos perfis base.

BTN C Saldos de Energia Anual

Ponta (kWh)

Cheia (kWh)

Vazio (kWh)

Super Vazio (kWh)

Total (kWh)

Consumo de Energia 864 1 143 676 322 3 005

Energia Produzida 2 039 3 313 324 13 5 688

Energia Autoconsumida 429 849 131 12 1 421

Energia Excedente 1 610 2 464 192 1 4 267

Energia Importada da Rede 436 294 545 309 1 584


436 292 497 276 1 501


0 2 48 34 83

Energia ainda Armazenada 2 766

36

A produção anual de energia seria suficiente para satisfazer o consumo previsto, contudo, como mostra a Figura

23 a) e c), o consumo fora das horas de produção conjugado com a fraca produção durante o inverno não

permitem que este sistema por si só seja suficiente para suprir as necessidades de energia.

Durante o verão, de acordo com a Figura 23 b) e d), o aumento de produção e a redução do consumo em relação

ao inverno permitem a sustentabilidade do sistema diariamente.

a)

b)

c)

d)

Figura 23 – Perfis de consumo e de produção para BTN C e Microprodução, num sistema isolado, com

identificação das necessidades de consumo (amarelo), excedente (verde), autoconsumida (laranja) e

proveniente de armazenamento (cinzento): a) Dia útil de inverno; b) Dia útil de verão; c) Fim-de-semana de

inverno; d) Fim-de-semana de verão;

4.2.1.1 Autoconsumo Isolado

Num modelo de autoconsumo isolado, ou seja, cuja instalação de utilização não se encontre ligada à rede parte-

se dos seguintes pressupostos:

- Toda a energia consumida é apenas a proveniente do autoconsumo e dos saldos de energia armazenada;

0.15 1.15 2.15 3.15 4.15 5.15 6.15 7.15 8.15 9.15 10.15 11.15 12.15 13.15 14.15 15.15 16.15 17.15 18.15 19.15 20.15 21.15 22.15 23.150

0.2

0.4

0.6

0.8

1

1.2

1.4Consumo e produção num dia útil de inverno (AC Isolado da Rede)

Tempo (h)

Potê

ncia

(kW

)

Energia Consumo Esperado

Energia Energia Excedente

Energia Proveniente de Armazenamento

Energia Energia Autoconsumida

0.15 1.15 2.15 3.15 4.15 5.15 6.15 7.15 8.15 9.15 10.15 11.15 12.15 13.15 14.15 15.15 16.15 17.15 18.15 19.15 20.15 21.15 22.15 23.150

0.5

1

1.5

2

2.5Consumo e produção num dia útil de verão (AC Isolado da Rede)

Tempo (h)

Potê

ncia

(kW

)

Consumo Esperado

Energia Excedente



0.15 1.15 2.15 3.15 4.15 5.15 6.15 7.15 8.15 9.15 10.15 11.15 12.15 13.15 14.15 15.15 16.15 17.15 18.15 19.15 20.15 21.15 22.15 23.150

0.2

0.4

0.6

0.8

1

1.2

1.4Consumo e produção num fim-de-semana de inverno (AC Isolado da Rede)

Tempo (h)

Potê

ncia

(kW

)

Consumo Esperado

Energia Excedente



0.15 1.15 2.15 3.15 4.15 5.15 6.15 7.15 8.15 9.15 10.15 11.15 12.15 13.15 14.15 15.15 16.15 17.15 18.15 19.15 20.15 21.15 22.15 23.150

0.5

1

1.5

2

2.5Consumo e produção num fim-de-semana de verão (AC Isolado da Rede)

Tempo (h)

Potê

ncia

(kW

)

Consumo Esperado

Energia Excedente



37

- O armazenamento deve ser suficiente para as necessidades de consumo diárias e ter em conta o excedente

diário;

- Entendendo-se por “armazenamento” a contabilização total da energia excedente do consumo instantâneo da

produção, não sendo consideradas as limitações do armazenamento de energia ao nível de capacidade ou

rendimento;

- A central fotovoltaica deve ser dimensionada para garantir que a produção é suficiente para as necessidades

de consumo anuais e diárias;

As necessidades de consumo diário excluindo o autoconsumo, de acordo com a Tabela 9, são cerca de 7 kWh no

inverno e 3 kWh no verão. Enquanto num dia de verão sobra energia suficiente para satisfazer os consumos do

dia, no inverno o excedente diário já não é suficiente. O caso mais restritivo em que a produção é insuficiente

para o consumo diário, ocorre no fim-se-semana de inverno em que o consumo é 10,57 kWh e a produção

7,67 kWh. Para garantir este consumo, a produção deveria aumentar em, pelo menos, 37,81%.

Após o aumento da produção obtêm-se os perfis da Figura 24 onde se pode confirmar que o aumento cumpriu

com o objetivo pretendido de suprir os consumos na semana de inverno. O excedente de energia de terça-feira

será suficiente para colmatar os consumos ao início da quarta-feira seguinte. Para o verão, a Figura 25 mostra

que os perfis são semelhantes aos anteriores uma vez que já existia energia para os consumos diários, sendo a

diferença principal o aumento de produção.

Assim, existindo produção suficiente para satisfazer o consumo no pior caso, o armazenamento deve ser

suficiente para um mínimo de 7 kWh diários.

Figura 24 – Perfis de consumo (BTN C) e produção (microprodução), com aumento da produção em 37,81%,

num sistema isolado da rede, com armazenamento, numa semana típica de inverno.


0.2

0.4

0.6

0.8

1

1.2

1.4

1.6

1.8Consumo e produção na semana de 14-20 janeiro (AC Isolado da Rede)

Tempo (h)

Potê

ncia

(kW

)

Consumo Esperado

Energia Excedente



38

Figura 25 – Perfis de consumo (BTN C) e produção (microprodução), com aumento da produção em 37,81%,

num sistema isolado da rede, com armazenamento, numa semana típica de verão.

As alternativas para o dimensionamento da central e adaptação dos perfis de consumo e de produção são:

aumentar a produção fotovoltaica para garantir energia suficiente para o consumo do dia em que se verifica o

pior caso; acumular energia no verão para usar no inverno, caso se utilize um armazenamento de longo prazo;

inclusão de um gerador de recurso como, por exemplo, um gerador a diesel; redução de consumos de forma a

corresponder à produção diária.

4.2.1.2 Autoconsumo sem injeção na rede

Num modelo de autoconsumo cuja instalação de utilização se encontre ligada à rede mas sem injeção de

excedentes na rede, deve ter-se em conta o seguinte:

- A produção deve ser consumida instantaneamente minimizando os eventuais excedentes;

- A central fotovoltaica deve ser dimensionada de forma que os picos de produção correspondam aos mínimos

de consumo nos respetivos períodos;

Nesta situação a produção anual e a diária durante o verão, são excessivas para os consumos observados. Tendo

em conta o tipo dos perfis e os valores de pico, a situação mais restritiva será um pico de produção de 2,34 kW,

no verão, correspondente a um consumo de 0,33 kW no dia útil também de verão, o que implica a redução da

capacidade instalada de produção em 85,89%16.

A solução para a adaptação dos dois perfis ao caso em estudo poderá passar por: redução da capacidade

instalada de produção; considerar armazenamento de eventuais excedentes, por forma a não injetar energia na

16 Situação em que o pico de produção no verão, com 2,3393 kW, equivale ao consumo nesse instante, cerca de 0,3301 kW, ou seja, a produção deveria ser 14,11% da atual.


0.5

1

1.5

2

2.5

3

3.5Consumo e produção na semana de 1 - 7 julho (AC Isolado da Rede)

Tempo (h)

Potê

ncia

(kW

)

Consumo Esperado

Energia Excedente



39

rede; instalar um sistema de controlo para deslastre de produção ou equipamento que limite a injeção de energia

na rede.

A Figura 26 e a Figura 27 mostram o resultado o ajustamento com redução de potência conforme era pretendido

na restrição do pico de consumo no dia útil de verão, sendo maximizada o autoconsumo da energia produzida.

Esta hipótese apenas poderá ser considerada após confirmada a viabilidade através da avaliação económica.

Figura 26 – Perfis de consumo (BTN C) e produção (microprodução), com redução da produção em 85,89%,

num sistema sem injeção na rede, numa semana típica de inverno.


num sistema sem injeção na rede, numa semana típica de verão


0.1

0.2

0.3

0.4

0.5

0.6

0.7Consumo e produção na semana de 14-20 janeiro (AC s/Injeção na Rede)

Tempo (h)

Pot

ênci

a(kW

)

Energia Importada da Rede

Energia Excedente



0.05

0.1

0.15

0.2

0.25

0.3

0.35

0.4

0.45Consumo e produção na semana de 1 - 7 julho (AC s/Injeção na Rede)

Tempo (h)

Potê

ncia

(kW

)


Energia Excedente


40

4.2.2 Autoconsumo com Injeção na Rede

Considera-se nestes modelos uma instalação do tipo BTN C associada a uma produção do tipo microprodução e

também uma instalação do tipo BTE, com consumos associados ao setor comercial/industrial, associada a uma

produção do tipo miniprodução (até 250 kW), tendo em consideração o seguinte:

- Não existe armazenamento de energia, sendo o excedente totalmente entregue à rede;

- A produção anual deve ser equivalente às necessidades de consumo;

- O dimensionamento deve ser mais cuidado no que respeita ao valor do excedente de energia que é injetado na

rede, dado o baixo valor em comparação com o valor da energia autoconsumida (Decreto-Lei 153/2014).

4.2.2.1 Perfil BTN C e microprodução

No caso da BTN C, podem usar-se os perfis da Figura 23, com a diferença de que não é considerada a energia

“proveniente de armazenamento”, contudo, os restantes perfis de produção, consumo e autoconsumo são os

mesmos.

Com base nos balanços anuais de energia verifica-se que a energia autoconsumida representa 47% do consumo,

enquanto a energia excedente entregue à rede representa cerca de 75% da produção. Verifica-se, assim, que

quase três quartos da produção é injetada na rede e, apesar da produção anual ser mais que suficiente para

suprir as necessidades de consumo, a produção deveria ser redimensionada.

Numa primeira aproximação pode-se agir na produção, havendo duas opções: reduzir a produção em 41,21%17,

para que o pico de produção do dia com menos produção seja igual ao pico de consumo desse dia, ou em

64,56%18, para que o pico de produção do dia com menos produção corresponda ao valor de consumo nesse

instante. Ao nível do consumo global, de acordo com os resultados apresentados na Tabela 11, verifica-se que a

redução de produção em 41,21% fez com que a produção seja na mesma ordem de grandeza do consumo. Ainda

na Tabela 11 verifica-se que a redução em 64,56% da produção fez com que, anualmente, a produção seja inferior

ao consumo.

Tabela 11 – Resultados da redução de produção de microprodução, para o perfil BTN C, em AC com injeção.

Redução

de 41,21% Redução

de 64,56%

Consumo de Energia (kWh)

3 005 3 005

Produção de Energia (kWh)

3 344 2 016

17 Situação em que o pico de produção no dia útil de inverno, de potência de 1,1862 kW, equivale ao pico de consumo desse dia, cerca de 0,6974 kW, ou seja, a produção deve ser 58,79% da atual. 18 Situação em que o pico de produção no dia útil de inverno, de potência de 1,1862 kW, equivale ao consumo durante esse pico, cerca de 0,4204 kW, ou seja, a produção deve ser 35,44% da atual.

41

Os perfis correspondentes às hipóteses de redução de 41,21% apresentam-se na Figura 28 e Figura 29, para

inverno e verão, respetivamente, enquanto os perfis correspondentes à redução de 64,56% constam da Figura

30 e da Figura 31, verificando-se em ambas as hipóteses que os ajustamentos pretendidos cumpriram o objetivo

teórico. No entanto, apesar do ajustamento em dias de inverno, em ambos os casos continuam a existir

excedentes consideráveis no verão, o que pode colocar em causa estes ajustamentos.


num sistema com injeção na rede, numa semana típica de inverno.


num sistema com injeção na rede, numa semana típica de verão.


0.1

0.2

0.3

0.4

0.5

0.6

0.7Consumo e produção na semana de 14-20 janeiro (AC c/Injeção na Rede)

Tempo (h)

Potê

ncia

(kW

)


Energia Excedente



0.2

0.4

0.6

0.8

1

1.2

1.4Consumo e produção na semana de 1 - 7 julho (AC c/Injeção na Rede)

Tempo (h)

Potê

ncia

(kW

)


Energia Excedente


42

Quanto à viabilidade dos resultados, dada a natureza do perfil BTN C em que o pico de consumo está desajustado

do de produção, a hipótese que mostra a Figura 28 parece não ser a mais adequada para este caso, contudo,

será confirmada esta hipótese na avaliação económica.


num sistema com injeção na rede, numa semana típica de inverno.


num sistema com injeção na rede, numa semana típica de verão.

4.2.2.2 Perfil BTE e miniprodução

Com base nos balanços anuais para BTE constantes na Tabela 12 verifica-se que os valores para o consumo e

produção anuais de energia são 98 860 kWh e 61 383 kWh, respetivamente. Assim, 80% da energia produzida


0.1

0.2

0.3

0.4

0.5

0.6

0.7Consumo e produção na semana de 14-20 janeiro (AC c/Injeção na Rede)

Tempo (h)

Potê

ncia

(kW

)


Energia Excedente



0.1

0.2

0.3

0.4

0.5

0.6

0.7

0.8

0.9Consumo e produção na semana de 1 - 7 julho (AC c/Injeção na Rede)

Tempo (h)

Potê

ncia

(kW

)


Energia Excedente


43

anualmente é autoconsumida mas cerca de 50% da energia consumida pela instalação continua a ser importada

da rede, existindo ainda margem para aumentar a produção de energia.

Tabela 12 – Saldos anuais de energia do Perfil BTE e Miniprodução, dos perfis base.

BTE Saldos de Energia Anual

Ponta (kWh)

Cheia (kWh)

Vazio (kWh)

Super Vazio (kWh)

Total (kWh)

Consumo de Energia 27 740 42 103 18 474 10 543 98 860

Energia Produzida 22 000 35 754 3 491 138 61 383

Energia Autoconsumida 15 855 29 699 3 347 138 49 038



11 885 12 404 15 128 10 405 49 821


5 570 3 180 2 479 1 116 12 345


6 315 9 224 12 649 9 289 37 477

Energia ainda Armazenada

0

Relativamente aos dias típicos, a energia produzida diariamente nunca chega a ser suficiente para o consumo,

apesar de no verão, ser bastante próxima, em particular durante o fim-de-semana, como mostra a Tabela 13.

Tabela 13 – Resumo dos resultados dos dias típicos para os perfis BTE e miniprodução

Resumo dos resultados dos dias típicos BTE

Dia útil inverno

(kWh) Fim-de-semana inverno (kWh)

Dia útil verão (kWh)

Fim-de-semana verão (kWh)

Consumo de Energia 332,89 230,42 296,32 238,26

Energia Produzida 82,80 82,80 233,14 233,14

Energia Autoconsumida 82,80 79,93 186,65 138,98

Energia Excedente 0,00 2,87 46,49 94,16

Energia Importada da Rede 250,09 150,49 109,67 99,28

Energia Armazenada Consumida (ou Net-metering)

0,00 2,87 46,49 49,37

E.Importada da Rede - E.Armaz.Consumida (ou Net-metering)

250,09 147,62 63,18 49,91

Energia ainda Armazenada (ou Net-metering)

0,00 0,00 0,00 44,79

44

Nos dias típicos de inverno o autoconsumo é acima de 90%, como confirma a Figura 32 a) e c), mas no verão o

autoconsumo situa-se em 80% e 60% nos dias úteis e fins-de-semana, respetivamente.

a)

b)

c)

d)

Figura 32 – Perfis de consumo e de produção para BTE e Miniprodução, num sistema com injeção de

excedentes, com identificação da energia consumida da rede (amarelo), excedente (verde) e autoconsumida

(laranja): a) Dia útil de inverno; b) Dia útil de verão; c) Fim-de-semana de inverno; d) Fim-de-semana de verão

Mais uma vez, a primeira aproximação seria agir na produção, havendo duas opções: aumentar a produção em

65,86%19, para que o pico de produção do dia com menos produção seja igual ao pico de consumo desse dia, ou

em 55,52%20, para que o pico de produção do dia com menos produção corresponda ao valor de consumo nesse

instante. Ao nível do consumo global, de acordo com os resultados apresentados na Tabela 14 verifica-se que

tanto aumento de produção em 65,86% como o aumento em 55,52%, fez com que a produção anual se

aproximasse do consumo nas duas situações.

19 Situação em que o pico de produção no dia útil de inverno, de potência de 12,7999 kW, equivale ao pico de consumo desse dia, cerca de 21,2302 kW, ou seja, a produção deve ser 165,86% da atual. 20 Situação em que o pico de produção no dia útil de inverno, de potência de 12,7999 kW, equivale ao consumo durante esse pico, cerca de 19,9068 kW, ou seja, a produção deve ser 155,52% da atual.

0.15 1.15 2.15 3.15 4.15 5.15 6.15 7.15 8.15 9.15 10.15 11.15 12.15 13.15 14.15 15.15 16.15 17.15 18.15 19.15 20.15 21.15 22.15 23.150

5

10

15

20

25Consumo e produção num dia útil de inverno (AC c/Injeção na Rede)

Tempo (h)

Potê

ncia

(kW

)


Energia Excedente


0.15 1.15 2.15 3.15 4.15 5.15 6.15 7.15 8.15 9.15 10.15 11.15 12.15 13.15 14.15 15.15 16.15 17.15 18.15 19.15 20.15 21.15 22.15 23.150

5

10

15

20

25

30Consumo e produção num dia útil de verão (AC c/Injeção na Rede)

Tempo (h)

Potê

ncia

(kW

)


Energia Excedente


0.15 1.15 2.15 3.15 4.15 5.15 6.15 7.15 8.15 9.15 10.15 11.15 12.15 13.15 14.15 15.15 16.15 17.15 18.15 19.15 20.15 21.15 22.15 23.150

2

4

6

8

10

12

14Consumo e produção num fim-de-semana de inverno (AC c/Injeção na Rede)

Tempo (h)

Potê

ncia

(kW

)


Energia Excedente


0.15 1.15 2.15 3.15 4.15 5.15 6.15 7.15 8.15 9.15 10.15 11.15 12.15 13.15 14.15 15.15 16.15 17.15 18.15 19.15 20.15 21.15 22.15 23.150

5

10

15

20

25

30Consumo e produção num fim-de-semana de verão (AC c/Injeção na Rede)

Tempo (h)

Potê

ncia

(kW

)


Energia Excedente


45

Tabela 14 – Resultados do aumento de produção de miniprodução, para o perfil BTE, em AC com injeção.

Aumento

em 65,86% Aumento

em 55,52%

Consumo de Energia (kWh)

98 860 98 860

Energia Produzida (kWh)

101 809 95 462

Os perfis correspondentes às hipóteses de aumento de 65,86% apresentam-se na Figura 33 e na Figura 34, para

inverno e verão, respetivamente enquanto que os perfis referentes ao aumento de 55,52%% constam da Figura

35 e da Figura 36, verificando-se que nas duas situações o aumento de produção pretendido mostra adaptação

ao perfil de inverno. Contudo, em ambas as hipóteses existem excedentes consideráveis de energia no verão o

que pode colocar em causa estes ajustamentos.


sistema com injeção na rede, numa semana típica de inverno.


5

10

15

20

25Consumo e produção na semana de 14-20 janeiro (AC c/Injeção na Rede)

Tempo (h)

Potê

ncia

(kW

)


Energia Excedente


46


sistema com injeção na rede, numa semana típica de verão.


sistema com injeção na rede, numa semana típica de inverno.


5

10

15

20

25

30

35

40

45Consumo e produção na semana de 1 - 7 julho (AC c/Injeção na Rede)

Tempo (h)

Potê

ncia

(kW

)


Energia Excedente



5

10

15

20


Tempo (h)

Potê

ncia

(kW

)


Energia Excedente


47


sistema com injeção na rede, numa semana típica de verão.

4.2.3 Net-Metering

Considera-se nestes modelos uma instalação do tipo BTN C associada a uma produção do tipo microprodução e

também uma instalação do tipo BTE associada a uma miniprodução, nos seguintes pressupostos:

- A energia excedente é contabilizada em saldo e será valorizada totalmente em alturas de consumo superior à

produção;

- O dimensionamento da instalação de produção deve ter em conta como fator principal a produção anual de

energia aproximada do consumo anual.

4.2.3.1 Perfil BTN C e microprodução

No caso da BTN C, recorrendo novamente os perfis da Figura 23 e à Tabela 9 e à Tabela 10, considerando que a

energia proveniente de armazenamento é saldo de net-metering utilizado.

Nesta situação, uma vez que a produção anual representa 189% do consumo, verifica-se um

sobredimensionamento da produção. É necessário fazer o ajustamento tendo em conta que o consumo

representa 52,83% da produção e é reduzida a produção para corresponder a esse valor. Apresentam-se na

Tabela 15 os balanços de energia calculados com esta hipótese, onde se confirma a adequação da produção e o

consumo anuais. Verifica-se também na Tabela 15 que no balanço anual existe energia importada da rede que é

equivalente à energia em saldo de net-metering que não foi utilizado. Isto acontece porque no inverno a

produção não é suficiente para os consumo e ainda não existem saldos para utilizar.


5

10

15

20

25

30

35


Tempo (h)

Potê

ncia

(kW

)


Energia Excedente


48

Tabela 15 – Resultados dos balanços de energia para BTN C, com redução de produção em 47,17%, para Net-

Metering

BTN C Saldos de Energia Anual

Ponta (kWh)

Cheia (kWh)

Vazio (kWh)

Super Vazio (kWh)

Total (kWh)




409 818 114 7 1 347

Energia Excedente 668 933 57 0 1 658


455 326 562 315 1 658

Saldo Net-Metering 408 286 429 250 1 373

E.Importada da Rede – Saldo Net-Metering

47 40 133 65 285

Energia ainda em saldo 285

A implementação desta solução dependerá apenas do investimento inicial e do tempo de retorno do

investimento.

4.2.3.2 Perfil BTE e miniprodução

Conforme visto anteriormente para o caso base, a energia produzida anualmente no caso apenas satisfaz 62%

do consumo, encontrando-se a produção subdimensionada.

A solução seria um aumento de 61,05% da produção, por forma a garantir que a produção é equivalente ao

consumo anual. Estes resultados serão confirmados na avaliação económica. Apresentam-se na Tabela 16 os

balanços de energia calculados com esta hipótese, onde se confirma a adequação da produção e o consumo

anuais. Conforme identificado no net-metering para BTN C, também aqui existe um valor de energia importada

da rede que é equivalente à energia em saldo de net-metering que não foi utilizado, também devido à baixa

produção no inverno.

49

Tabela 16 – Resultados dos balanços de energia para BTE, com aumento de produção em 61,05%, para Net-

Metering

BTE Saldos de Energia Anual

Ponta (kWh)

Cheia (kWh)

Vazio (kWh)

Super Vazio (kWh)

Total (kWh)

Consumo de Energia 27 740 42 103 18 474 10 543 98 860

Energia Produzida 35 430 57 582 5 623 222 98 857


17 021 33 425 4 314 222 54 982

Energia Excedente 18 409 24 157 1 309 0 43 875


10 719 8 677 14 160 10 321 43 877


9 712 6 983 11 500 8 747 36 942


1 006 1 695 2 660 1 574 6 935


6 933

4.3 Custos e Proveitos

Para cada uma das situações de modelos de produção identificadas, é necessário avaliar a unidade de produção

e os custos que lhe estão associados, em especial relativamente a duas unidades de produção, em média, de

4 kW e de 46 kW, respetivamente para a produção associada à BTN C e BTE.

No dimensionamento de uma instalação fotovoltaica, a potência de pico a instalar deve ser ligeiramente superior

à potência nominal da instalação de produção por motivos de perdas de produção até à entrega da energia e

também devido à perda de rendimento dos painéis. Em geral, considera-se a potência instalada de painéis deve

ser cerca de 10% superior à potência nominal da central para efeito de compensação de eventuais perdas.

Relativamente aos custos de investimento em unidade de produção distribuída, a literatura disponível nesta

matéria reporta que a gama de valores de investimento por potência instalada é da ordem de 1 200 €/kWp para

potências de 50 kW (Renováveis Magazine, 2015) e 1 500 €/kWp para pequenas produções na ordem de 5 kWp

(Lusosol, 2015).

Para os custos de operação e manutenção utilizou-se o valor de 1,2% do valor total do investimento. Na produção

foi também contabilizada a depreciação com um fator de 0,75% de redução anual ao valor de energia previsto

inicialmente.

Nesta análise não são contabilizados custos com armazenamento, mas será possível perceber através da margem

de lucro se é economicamente viável o uso destes equipamentos.

50

4.3.1 Valor da energia

Relativamente aos custos evitados na compra de eletricidade devido a autoconsumo e, também, para valorizar

a eletricidade produzida num sistema utilizado, consideram-se as tarifas transitórias de venda a clientes finais

em BTE e BTN (<=20,7 kVA e >2,3 kVA) publicadas pela ERSE, para o termo de energia e de potência, acrescidas

do valor do IVA (23%).

Para o autoconsumo, é também considerada a tarifa relativa à potência contratada. A potência contratada para

a instalação considerada, em BTE e BTN C, deveria ser igual ou superior ao valor dos picos de consumo, cerca de

21 kW e 0,7 kW, respetivamente. Contudo, uma vez que estas potências são médias representativas de todos os

consumos deste tipo, é necessário que a instalação cumpra os requisitos para acesso ao regime de autoconsumo,

nomeadamente, a potência de ligação da produção não pode ser superior a 100% da potência contratada

(Decreto-Lei 153/2014), sendo no caso da BTE estabelecida a potência de 46 kW (a mesma da instalação de

produção) e no caso da BTN C a potência de 4,6 kVA (imediatamente acima da potência nominal da instalação

de produção padrão com o valor de 4 kW).

Para os excedentes entregues à rede no autoconsumo e para valorização do excedente anual do net-metering,

o valor é 90% do preço médio do mercado para o pólo português, que no ano de 2015 (de janeiro a agosto) é de

49,9 €/MWh (REN Mercados, 2015). Este valor subiu face ao preço médio de 2014 que ficou em 41,9 €/MWh.

Adicionalmente, importa referir que, nos casos em que é injetada energia na rede poderia haver obrigação de

pagamento de uma tarifa de acesso às redes, reduzindo ainda mais o valor da energia excedente, contudo,

dentro da legislação atual não se considera o pagamento desta tarifa21.

4.4 Resultados

Na avaliação económica, o cálculo do VAL e da TIR para cada hipótese de estudo são efetuados para uma taxa

de atualização de 4%, para valores da TIR a 15 anos e do VAL a 15 anos e 20 anos, com recurso ao Excel, sendo

as respetivas folhas de cálculo apresentadas em anexo.

A avaliação económica é efetuada para cada um dos modelos e casos de estudo que se encontram sistematizados

na Tabela 17.

A percentagem de produção é relativa aos casos base, ou seja, uma miniprodução de 46 kW ou uma

microprodução de 4 kW de potência nominal, respetivamente.

21 No caso da produção em regime especial, o CUR é responsável pela aquisição da eletricidade produzida (conforme artigo 49.º, do DL 29/2006, na redação dada pelo DL 215-A/2012)

51

Tabela 17 – Tabela com o resumo de modelos e hipóteses em estudo

Casos de Estudo Hipóteses Consumo Tipo Produção Produção

AC Isolado H1 BTN C Microprodução 100,00%

H2 BTN C Microprodução 137,81%

AC s/Injeção H3 BTN C Microprodução 100,00%


AC C/Injeção




H8 BTE Miniprodução 100,00%



Net-Metering





Dadas as restrições imposta pela legislação atual (Decreto-Lei 153/2014) em que a potência de ligação não pode

ser superior à potência contratada, as hipóteses H9, H10 e H14 (identificadas a cinzento) não podem ser

consideradas. Das restantes hipóteses apenas a H2 mostra uma potência instalada superior ao caso base,

contudo, dado que se trata de um sistema isolado da rede, não existe a restrição da potência contratada

(Decreto-Lei 153/2014).

4.4.1 Autoconsumo Isolado

Na Tabela 18 são apresentados os resultados para o autoconsumo isolado onde se verifica que com os perfis

BTN C e microprodução não é viável um retorno do investimento dentro dos 20 anos previsto, para além de que,

como referido anteriormente, este caso não satisfaz as necessidades de consumo diárias e uma vez que a

instalação não está ligada à rede a central não é eficaz. Os perfis de consumo e da produção não estão adaptados

nesta situação, sendo as hipóteses a explorar: a redução de consumo diário de cerca de 7 kWh no inverno e

3 kWh no verão; armazenamento de longo prazo para aproveitar o excesso de produção no verão.

Também a situação de compensação do consumo de inverno, Hipótese 2, com o aumento de produção em

37,81%, não é viável até aos 20 anos. Apesar do aumento de produção que levaria à valorização de mais energia,

aumentou também o custo da instalação.

52

Tabela 18 – Resultados da avaliação económica para AC isolado da rede.

Autoconsumo Isolado

Caso de Estudo BTN C (H1) BTN C (H2)

Potência Instalada (kWp)

4,40 6,06

TIR a 15 anos (%) 0,48% -3,71%

VAL a 15 anos (€) -1 766,54 € -4 878,24 €

VAL a 20 anos (€) -531,91 € -3 681,14€

Período de Retorno (Anos)

#N/A #N/A

Conforme analisado anteriormente, as necessidades de armazenamento seriam cerca de 7 kWh, pelo que, o

valor de retorno dos investimentos nos 15 anos teria de ser suficiente também para instalação e manutenção do

armazenamento necessário, garantindo a capacidade, potência instantânea, durabilidade e custo adequado22.

Com base nos dados da avaliação económica pode-se concluir que, para uma instalação isolada da rede com o

perfil de consumo estudado, não se encontrou uma solução ideal para ajustamento dos perfis de produção aos

de consumo. Dado que o dimensionamento depende de a produção diária de energia ser suficiente para colmatar

o consumo diário e que economicamente não é viável essa opção.

Por forma garantir produção suficiente para este autoconsumo, a hipótese com os perfis base poderia ser

considerada mas com grandes restrições ao nível do consumo na ordem dos 70% nos dias de inverno e 40% no

verão.

4.4.2 Autoconsumo sem injeção na rede

No caso de uma instalação de utilização ligada à rede mas sem injetar excedentes de produção na rede, os

resultados da Tabela 19 mostram que a adaptação dos perfis conforme a Hipótese 4, ou seja, com redução de

cerca de 85% da produção permite um período de retorno de 5 anos.

No caso da Hipótese 3, a situação base, os perfis não são adequados ao modelo devido ao excesso de produção

que não é contabilizada nem é utilizada na instalação, sendo os custos do investimento elevados relativamente

à energia que é rentabilizada.

22 Existem soluções de armazenamento com baterias destinadas a este tipo de aplicações, em que o custo de um modelo para 7 kWh é na ordem dos 2 700,00 € (Tesla Motors, 2015).

53

Tabela 19 – Resultados da Avaliação Económica para AC sem injeção de excedentes.

Autoconsumo s/Injeção

Caso de Estudo BTN C (H3) BTNC (H4)


4,40 0,62

TIR a 15 anos (%) -6,31% 20,69%

VAL a 15 anos (€) -4 455,40 € 1 559,33 €

VAL a 20 anos (€) -3 768,09 € 2 117,38 €


#N/A 5,0

Confirma-se assim que a hipótese testada, que garantia que no dia típico com maiores excedentes o pico de

produção não ultrapassava o consumo nesse instante. No entanto esta solução significa uma redução do

consumo da rede de apenas cerca de 26%, podendo ser estudadas outras soluções que contemplem

armazenamento de excedentes de energia.

4.4.3 Autoconsumo com injeção na rede

Relativamente ao autoconsumo com a injeção de excedentes, a Tabela 20 apresenta os resultados da avaliação

económica para os perfis BTN C e BTE.

Verifica-se que para a BTN C, que a Hipótese 5, que representa o caso base, não aparenta ser viável. O facto dos

picos de consumo do perfil BTN C não coincidirem com o pico de produção fotovoltaica faz com que grande parte

da energia seja remunerada a preço de mercado. A Hipótese 6 também não permite retorno do investimento

durante os 20 anos considerados. Já a Hipótese 7 é viável, sendo a mais vantajosa e a única que permite o retorno

do investimento, mesmo em 14 anos. Verifica-se assim que o dimensionamento com base no dia útil típico de

inverno, sendo o dia com menos produção, é adequado ao dimensionamento da central, desde que seja

verificado que o pico de produção do dia equivale ao consumo nesse mesmo instante.

No caso da BTE, os perfis estudados para o caso base, mostram ser viáveis economicamente no prazo de 11 anos.

Apesar das hipóteses de ajustamento não serem viáveis, confirma-se assim que neste modelo a minimização de

excedentes de energia é o fator mais importante para o dimensionamento. Enquanto no inverno os perfis

mostraram uma boa adaptação e percentagem de autoconsumo, no verão o excedente aumentou em proporção

da produção, o que leva a piores resultados.

54

Tabela 20 – Resultados da Avaliação Económica para o AC com injeção de excedentes

Autoconsumo c/Injeção

Caso de Estudo BTN C (H5) BTN C (H6) BTN C (H7) BTE (H8)


4,40 2,59 1,56 50,60

TIR a 15 anos (%) -2,47% 0,84% 4,87% 8,15%

VAL a 15 anos (€) -3.046,53 € -936,23 € 167,32 € 21 758,95 €

VAL a 20 anos (€) -2.090,74 € -200,32 € 759,89 € 40 686,29 €


#N/A #N/A 13,4 10,3

Pode-se concluir que no autoconsumo com injeção de excedentes na rede, as hipóteses que conduziram à

viabilidade económica mais favorável foram as que consideraram a produção mais baixa, pelo que o

dimensionamento deve encontrar um equilíbrio para os excedentes de energia de verão.

4.4.4 Net-Metering

Para a BTN C observa-se na Tabela 21 que o caso base obteve retorno em pouco mais de 19 anos, contudo, na

Hipótese 12, com a produção equivalente ao consumo, o período de retorno do investimento reduziu para menos

de 11 anos. Uma vez que toda a energia consumida em net-metering é valorizada ao preço final de consumo, faz

sentido que esta seja a situação de maximização de retorno do investimento mas, a baixa produção no inverno

não permite que a energia excedente seja totalmente consumida, assim, parte dos excedentes que se verificam

durante o verão ficam por usar sendo saldados no final do ano a preço de mercado.

No caso da BTE a Hipótese 13, com os perfis base, aparenta ser adequada ao ajustamento entre os perfis, visto

que toda a energia é autoconsumida ou utilizada em net-metering não havendo excedentes no final do ano,

conforme a Tabela 21.

55

Tabela 21 – Resultado da Avaliação Económica para o Net-Metering

Net-Metering

Caso de Estudo BTN C (H11) BTN C (H12) BTE (H13)


4,40 2,32 50,60

TIR a 15 anos (%) 1,66% 7,62% 10,83%

VAL a 15 anos (€) -1 195,54 € 1 081,56 € 37 136,65 €

VAL a 20 anos (€) 137,02 € 2 134,26 € 59 166,71 €


19,2 10,5 8,4

Verifica-se assim que no setor residencial, o ajustamento testado melhorou o investimento face ao caso base e

reduziu em cerca 20% a importação de energia da rede. No setor comercial/industrial, o dimensionamento terá

de entrar em conta com o limite regulamentar à potência de geração, que tem de ser menor ou igual à potência

contratada.

56

Capítulo 5. Conclusão e sugestão de trabalho futuro

A análise efetuada aos esquemas de incentivos às FER baseados em modelos de produtor-consumidor, para

autoconsumo isolado, autoconsumo com ou sem injeção na rede e net-metering, permitiu perceber melhor as

vantagens e desvantagens que cada um tem, quer para os produtores, quer para o sistema elétrico.

Foi possível perceber que estes modelos são algo sensíveis a alterações que levem a custos adicionais, pelo que,

quaisquer barreiras ao nível de regulamentação ou de implementação que venham a ser criadas podem impedir

a concretização de um projeto deste tipo.

De forma a perceber a adaptação dos perfis de produção e de consumo publicados pela ERSE, calcularam-se os

perfis finais com base no consumo médio de um consumidor de cada classe, ou opção tarifária, e na produção

média de um microprodutor e miniprodutor. Nesses perfis, identificaram-se dias típicos representativos dos

consumos e produção, de inverno, verão, dias úteis e fim-de-semana, e os períodos em que são realizados os

maiores consumos e pico de produção, do setor comercial, ou de pequena indústria, e do setor residencial.

No setor residencial, verifica-se que o perfil de produção fotovoltaica não está ajustado com o consumo. Isto

deve-se ao facto de grande parte do consumo estar localizado mais perto do final do dia, enquanto a produção

se situa nas horas de cheia do período da hora do almoço. No setor comercial, os picos de consumo

correspondem, em geral, aos picos da produção, contudo, os consumos nas horas de fraca produção são ainda

consideráveis.

A análise com base nos perfis e resultados dos dias típicos mostra que os dias escolhidos são adequados para

servir de base de trabalho para o dimensionamento de autoconsumo isolado e ligado à rede, com ou sem injeção

de excedentes, sem prejuízo de se poder entrar com dados do consumo anual para melhorar o ajustamento da

produção ao consumo. Nos casos de ajustamento do consumo e da produção anuais para o net-metering, são

usados os resultados da análise anual dos perfis e a adaptação dos perfis de produção e de consumo.

Foram estudados os casos base dos perfis e hipóteses de ajustamento da produção e do consumo. No geral, os

ajustamentos necessários aos perfis para que os modelos sejam viáveis implicam a redução da produção. Quanto

menor for a produção renovável, maior é a percentagem de autoconsumo relativamente à produção, contudo,

sendo um dos objetivos aumentar o autoconsumo reduzindo o consumo da rede, foi necessário procurar um

dimensionamento ideal da produção. Verificou-se que, mesmo nas situações estudadas, supostamente mais

adaptadas a cada caso, os excedentes de energia têm um papel determinante na viabilidade do investimento.

Após identificação das hipóteses de ajustamento da produção ao consumo, foi realizada uma análise de

viabilidade económica para validar os resultados que permitem os melhores ajustamentos.

Para o autoconsumo isolado da rede não se encontrou uma solução ideal para ajustamento dos perfis de

produção aos de consumo, uma vez que o dimensionamento depende de a produção diária de energia ser

suficiente para colmatar o consumo diário. Neste caso, é também necessária a existência de armazenamento na

ordem de 7 kWh por dia para garantir que essa energia fica disponível para consumo. Verifica-se que os perfis

57

base estudados poderiam ser aplicados num sistema isolado mas com grandes restrições ao nível do consumo,

nomeadamente a redução na ordem dos 70% nos dias de inverno e 40% no verão. A hipótese de

dimensionamento com base no dia de menor produção e maior consumo, também não se traduz num

investimento com retorno num período de 20 anos.

Com base nos resultados da análise económica verificou-se que, no caso de uma instalação de utilização ligada

à rede em que a produção não injeta excedentes na rede, o dimensionamento ideal visava garantir que no dia

típico com maiores excedentes, o pico de produção não ultrapassava o consumo nesse instante. Esta hipótese

foi adequada a esta situação e conclui-se que o retorno do investimento ocorre em 5 anos, contudo, esta situação

significa uma redução do consumo da rede de apenas cerca de 26%.

No autoconsumo com injeção de excedentes na rede, as hipóteses que conduziram à viabilidade económica mais

favorável foram as que consideraram a produção mais baixa. Para o setor residencial, a situação base dos perfis

de consumo e de produção não viabilizou a rentabilidade do modelo e apenas uma das hipóteses originou um

dimensionamento economicamente viável, em menos de 14 anos, que teve por base a adaptação do pico de

produção, do dia com menos produção, ao valor de consumo nesse instante. Já no setor comercial/industrial, as

hipóteses de dimensionamento estudadas não cumpriam com a regulamentação aplicável na medida em que a

potência de ligação da geração era superior à potência contratada, contudo, o caso dos perfis base mostrou uma

boa adaptação e percentagem de autoconsumo obtendo o retorno do investimento em 11 anos. Assim, o

dimensionamento nestes casos deve também entrar com otimização dos excedentes durante o verão.

Para o net-metering, nos pressupostos assumidos, considerou-se o caso ideal em que a produção anual seria

equivalente ao consumo. Verifica-se que, no setor residencial, o ajustamento testado resultou na redução em

quase 9 anos do tempo de retorno do investimento em relação ao caso base, que previa um retorno do

investimento em cerca de 19 anos. No setor comercial/industrial, o ajustamento estudado não viabilizou a

instalação tendo em atenção a restrição regulamentar que limita a potência de ligação da geração à potência

contratada, contudo, o caso base viabilizou o investimento com um retorno em menos de 9 anos. Constatou-se

também neste modelo que, mesmo com a produção anual de energia equivalente ao consumo, no final do ano

existe sempre um remanescente de energia que é importada da rede e outra quantidade equivalente de energia

que permanece em saldo, esta situação ocorre devido à fraca produção fotovoltaica durante o inverno que não

gera excedentes suficientes para colmatar os consumos diários.

As hipóteses estudadas tiveram por base o que se considerou serem as situações mais restritivas ao

autoconsumo direto, nomeadamente, redução de picos de produção em períodos de menor consumo, energia

produzida anualmente equivalente ao consumo e energia produzida diariamente permitir satisfazer os consumos

diários, contudo, a análise económica não confirma algumas destas hipóteses. Esta primeira abordagem não teve

o sucesso pretendido em certos casos, devendo-se otimizar a produção nos dias de verão, analisar as situações

de limite de potência de ligação, contemplar situações com armazenamento no caso do autoconsumo com

injeção de excedentes na rede e estudar possíveis ajustamentos nos picos de consumo. As hipóteses de

dimensionamento testadas com base nos dias típicos podem ser um ponto de partida, contudo, o ideal seria

58

efetuar nova análise tendo em conta as restrições entretanto identificadas e efetuar mais iterações para

ajustamento da potência de produção, seguidas de análise financeira, para afinar os valores ideais de produção

para este tipo de consumos. Assim, para além da utilização de baixas potências de painéis fotovoltaicos, apenas

foi possível concluir quanto ao dimensionamento ótimo da produção sem injeção na rede, sem armazenamento,

podendo os restantes casos de estudo ainda ser ajustados.

Quanto à adaptação dos modelos de autoconsumo, verifica-se que no net-metering a redução de energia

proveniente da rede é na ordem dos 90% nos casos ajustados, enquanto no autoconsumo com injeção a redução

é na ordem de 50% e sem injeção 26%. Conclui-se assim que, os modelos existentes, de acordo com os perfis

estudados não permitem evitar grande parte dos consumos da rede, contudo, já permitem fazer face aos custos

com fatura energética de pequenos consumidores ou da pequena indústria, se o objetivo não for um retorno do

investimento a curto prazo.

A implementação legal do net-metering seria aconselhável, uma vez que permite valorizar ao máximo o

excedente de energia produzida. Seria um caminho para a incentivar a proliferação de produção de energia com

base em FER e mitigaria os problemas provenientes da intermitência da produção, minimizando os custos com

implementação.

Para trabalho futuro, considera-se que o desenvolvimento adicional deste estudo com identificação de restrições

adicionais ao dimensionamento de FER, tendo em atenção a constante evolução da tecnologia existente e

redução de custos de implementação, em especial no armazenamento de energia, e com um programa que

relacione a análise financeira com a produção, poderia trazer resultados mais concretos sobre a viabilidade dos

modelos de autoconsumo.

59

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65

Anexos

Anexo I. Regulamentação de produção distribuída em Portugal

Produtor-Consumidor (Decreto-Lei n.º 68/2002)

Neste regime, era possível instalar fontes de energia renováveis de produção de energia elétrica em BT junto aos

locais de consumo, destinada principalmente ao consumo próprio mas com a possibilidade de entregar os

excedentes à rede pública ou a terceiros. O produtor-consumidor deveria consumir pelo menos 50% da energia

elétrica produzida e entregar à rede pública uma potência até 150 kW.

A remuneração da produção vigora durante 120 meses e é calculada, através da Eq. 6, a partir de um prémio

adicionado valor da energia do tarifário em vigor, para a venda a clientes finais em baixa tensão especial (BTE),

em ciclo diário ou semanal, sem consideração do termo tarifário fixo nem do termo da potência contratada,

expresso em €.

𝑉𝑅𝐷𝑚 = 𝑉𝑅𝐷(𝐵𝑇𝐸)𝑚 + 𝐶𝑡 × 𝐸𝐸𝐶𝑚 ×

𝐼𝑃𝐶𝑑𝑒𝑧

𝐼𝑃𝐶𝑟𝑒𝑓

Eq. 6

Onde:

VRDm é a remuneração aplicável a centrais renováveis, no mês m;

IPCdez é o índice de preços no consumidor, sem habitação, no continente, referente ao mês de dezembro

do ano anterior ao do mês m;

IPCref é o índice de preços no consumidor, sem habitação, no continente, referente ao mês anterior ao

da publicação do despacho que estabeleceu o valor de Ct (ou seja, 2002);

Ct é o coeficiente correspondente à tecnologia utilizada pela produção, em €/kWh

o Motores ciclo Otto – 0,01 €/kWh

o Micro turbinas a gás – 0,015 €/kWh

o Motores ciclo Stirling – 0,02 €/kWh

o Pilhas de combustível – 0,02 €/kWh

o Painéis solares fotovoltaicos – 0,02 €/kWh

o Outros equipamentos autónomos – 0,015 €/kWh

EECm é a energia fornecida à rede pela instalação de produção no mês m, em kWh

No caso de um sistema fotovoltaico de 100 kW, o valor aproximado (Viana, 2010) da tarifa é 0,24 €/kWh.

66

Em estudos anteriores verificou-se que este tipo de regime não é economicamente viável para aplicação e

sistemas solares fotovoltaicos dado que não permite o retorno do investimento, contudo, no caso da co-geração

com uma turbina a gás natural, já torna viável o investimento tendo também em conta a procura/oferta de

energia térmica.

Com a redução de custos atualmente verificados dos sistemas fotovoltaicos este regime poderia ter algum

sucesso, estando novamente os incentivos existentes a voltarem-se para o autoconsumo. Contudo, o regime não

estava adaptado à evolução e custo dos sistemas na altura em que foi publicado, tendo resultado um pequeno

número de instalações licenciadas.

Microprodução

O regime jurídico da microprodução prevê um procedimento simplificado de licenciamento de unidades de

produção distribuída a partir de FER até 5,75 kW, a serem instalados em locais com instalações de utilização

ligados em BT. O registo e licenciamento é efetuado o registo online através do Sistema de Registos de

Microprodução (SRM) no Portal Renováveis na Hora (http://www.renovaveisnahora.pt).

A microprodução define dois regimes, o Geral e o Bonificado. O Regime Geral é aplicável a qualquer tipo de

microprodução limitada a 5,75 kW (25 A) e no regime bonificado23 até 3,68 kW (16 A). Em ambas as situações só

é possível aceder ao regime desde exista um contrato ativo de fornecimento de energia e que a potência de

ligação solicitada seja igual ou inferior a 50% da potência contratada pela instalação de utilização. O acesso ao

regime bonificado depende de prévia atribuição de potência dentro de quotas e prazos pré definidos, sendo

divulgada anualmente a programação de alocação de potência e as respetivas quotas.

A tarifa de remuneração do regime geral não tem limite de período de remuneração garantida nem de máximo

de energia anual a injetar na rede. Até 2013 o valor da tarifa era igual ao custo da energia do tarifário aplicável

pelo comercializador de último recurso do fornecimento à instalação de consumo, contudo, com a entrada em

vigor do Decreto-Lei 25/2013, a remuneração é dada acordo com a Eq. 7:

𝑅𝑒𝑚𝑚 = 𝑊𝑚 × 𝑃𝑟𝑒𝑓 ×𝐼𝑃𝐶𝑛−1

𝐼𝑃𝐶𝑟𝑒𝑓

Eq. 7

Onde:

Pref é o valor da parcela de energia da tarifa simples entre 2,30 e 20,7 kVA aplicada no ano de 2012 pelo

comercializador de último recurso ao fornecimento da instalação de consumo, com o valor de

0,1393 €/kWh;

IPCref: o índice de preços no consumidor, sem habitação, no continente, referente ao mês de dezembro

de 2011, publicado pelo Instituto Nacional de Estatística, I.P;

23 O acesso ao regime bonificado depende da instalação de pelo menos 2 m2 de coletores solares térmicos

http://www.renovaveisnahora.pt/

67

IPCn-1: o índice de preços no consumidor, sem habitação, no continente, referente ao mês de dezembro

do ano n-1, publicado pelo Instituto Nacional de Estatística, I.P.

Os valores de tarifa resultantes da aplicação da fórmula do regime geral são os indicados na Tabela 22.

Tabela 22 – Tarifa de microprodução em regime geral (Decreto-Lei 25/2013).

Ano Remm (€) Wm (kWh) Pref (€/kWh) IPCn-1/IPCref IPCref IPCn-1

2013 0,1418 1 0,1393 1,018 98,514 100,306

2014 0,1421 1 0,1393 1,020 98,514 100,461

2015 0,1413 1 0,1393 1,014 98,514 99,965

No regime bonificado a energia é remunerada durante um período de 15 anos, até ao limite de 2,4 MWh/ano

por cada kW instalado, no caso da eólica e da fotovoltaica, e até 4 MWh/ano por cada kW instalado, com uma

tarifa bonificada ajustada a cada tipo de fonte: Solar 100%; Eólica 80%; Hídrica 40%; Cogeração a Biomassa 70%;

Cogeração não renovável 40%; Pilhas de combustível com base em hidrogénio proveniente de miniprodução

renovável – percentagem prevista nas alíneas anteriores aplicável ao tipo de energia renovável utilizado para a

produção do hidrogénio.

Até à entrada em vigor do DL 118-A/2010, a remuneração era fixa durante 5 anos sendo reduzida todos os anos

para o valor da tarifa aplicável a novos produtores em cada ano, até ao fim dos 15 anos do período de garantia.

Quando este regime foi estabelecido, a tarifa de referência tinha o valor de 0,650 €/kWh e reduzia 5% por cada

10 MW de potência de ligação atribuída. Assim, considerando um microprodutor com essa tarifa, a evolução

anual seria a da Figura 37.

Figura 37 – Evolução da tarifa de microprodução (DL 363/2007).

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15

Regime Bonificado 0,65 0,65 0,65 0,65 0,65 0,65 0,40 0,35 0,28 0,23 0,18 0,12 0,08 0,05 0,03

Regime Geral 0,14 0,14 0,14 0,14 0,14 0,14 0,14 0,14 0,14 0,14 0,14 0,14 0,14 0,14 0,14

0,0000

0,1000

0,2000

0,3000

0,4000

0,5000

0,6000

0,7000

Tari

fa (

€/k

Wh

)

Ano do período de remuneração garantida (0-15)

68

Caso se mantivessem os pressupostos iniciais, considerando a tarifa do regime geral como o valor da energia da

tarifa simples entre 2,30 e 20,7 kVA regulada em vigor em 2012, ao fim do 11.º ano de funcionamento da

microprodução, o regime bonificado deixará de fazer sentido.

Em 2010, o novo regime jurídico, entre outras coisas, veio definir uma tarifa dividida em dois períodos, um de 8

anos e outro para os 7 anos seguintes (no total de 15), cada um com valores diferentes, havendo inclusive, em

2012 uma separação das tarifas aplicáveis ao solar e às outras fontes, dada a evolução rápida da tecnologia solar

fotovoltaica que se verificou, de acordo com a Tabela 23.

Tabela 23 – Evolução da tarifa de referência da microprodução bonificada (Renováveis na Hora, janeiro 2015).

Tarifa de referência aplicável ao regime

bonificado (€/kWh)

Ano FER 1º P 2º P

2010 Todas 0,400 0,240

2011 Todas 0,380 0,220

2012 Todas 0,326 0,185

2013 Solar 0,196 0,165

Outras 0,272 0,150

2014 Solar 0,066 0,145

Outras 0,218 0,115

Na

69

Tabela 24 constata-se que, até o momento existem cerca de 26 000 instalações de microprodução ligadas, entre

o regime geral e o regime bonificado, com cerca de 95 MW. Percebe-se, também, que a partir de 2012, o regime

geral começou a ter alguma expressão com cerca de 100 instalações nesse ano, valor que aumentou no ano

seguinte até que em 2014, devido ao valor reduzido da tarifa bonificada, que passou a ser inferior ao regime

geral, continua a aumentar todos os meses24 sendo cerca de 1 000 instalações.

24 De acordo com as estatísticas do portal Renováveis na Hora, nos últimos meses os valores são acima das 100 microproduções por mês e continuam a aumentar.

70

Tabela 24 – Evolução da microprodução (Renováveis na Hora, janeiro 2015).

Microproduções Ligadas

Ano25 Regime N.º

Instalações

Potência

(kW)

∑ N.º

Instalações

∑ Potência

(kW)

2008

DL 363

3 044 10 674,68 3 044 10 674,68

2009 5 942 21 142,99 8 986 31 817,67

2010 977 3 444,77 9 963 35 262,44

Geral 28 117,88 9 991 35 380,32

2010 DL 118-A 2 213 7 883,22 12 204 43 263,54

Geral 0 0,00 12 204 43 263,54

2011 DL 118-A 7 563 26 982,79 19 767 70 246,33

Geral 5 26,08 19 772 70 272,41

2012 DL 118-A 3 210 11 497,77 22 982 81 770,18

Geral 44 189,26 23 026 81 959,44

2013 DL 118-A 2 206 7 857,01 25 232 89 816,45

Geral 233 1 110,00 25 465 90 926,45

2014 DL 118-A 5 17,94 25 470 90 944,39

Geral 723 3 238,89 26 193 94 183,28

Total Geral 1 033 4 682 -

Total Bonificada 25 160 89 501 -

Nas estatísticas para as energias renováveis para publicadas pela DGEG, que constam na Tabela 25 é identificada

a energia produzida pelos miniprodutores e a sua evolução ao longo do ano, onde se verifica que 99,6% é de

origem fotovoltaica.

Tabela 25 – Energia produzida na atividade de microprodução, 2008-2014 (DGEG, janeiro 2015).

Produção anual de microprodução (MWh)

Fonte/Ano 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014

Hídrica 40 40 87 263

Eólica 378 379 485 231

Fotovoltaica 7 120 21 215 44 677 78 310 131 255 148 204 148 500

Total 7 120 21 215 44 677 78 728 131 674 148 776 148 994

25 As quantidades e potências não refletem os registos que se ligaram no ano mencionado, mas sim a evolução dos registos com potência atribuída nesse ano.

71

Miniprodução

O regime jurídico da miniprodução prevê o mesmo tipo de procedimento simplificado utilizado na

microprodução para instalações de produção de 5,75 kW até 250 kW, a serem instalados em locais com

instalações de utilização ligados em BT ou MT. O registo e licenciamento é efetuado online através do Sistema

de Registos de Miniprodução (SRMini) também Portal Renováveis na Hora.

A miniprodução define também dois regimes, o Geral e o Bonificado, os quais obrigam a que e que a potência

de ligação solicitada seja igual ou inferior a 50% da potência contratada pela instalação de utilização e a energia

consumida seja igual ou superior a 50% da energia produzida. O acesso ao regime bonificado depende de prévia

atribuição de potência dentro de quotas e prazos pré definidos, sendo divulgada anualmente a programação de

alocação de potência e as respetivas quotas. O regime bonificado exige também algumas condições26, e é

definido em 3 escalões:

Escalão I, <= 20 kW

Escalão II, >20 kW e <=100 kW

Escalão III, >100 kW e <=250 kW

O Regime Geral é aplicável a qualquer tipo de geração de até 250 kW e a tarifa não tem limite de período de

remuneração garantida nem de máximo de energia anual a injetar na rede. Até ao Decreto-Lei 25/2013, a

remuneração era apenas garantida através do acesso ao mercado livre para venda da energia produzida o que

complicava, ou mesmo, impossibilitava a venda de energia neste regime dada a dimensão da central, a

intermitência do tipo de fonte (geralmente solar) e a necessidade do produtor ter de procurar um

comercializador que tivesse interesse em adquirir a energia produzida. Com a entrada em vigor do Decreto-Lei

25/2013, a remuneração passou a ser feita de acordo com a Eq. 8:

𝑅𝑒𝑚𝑚 = ∑[𝑤𝑖 × 𝑂𝑀𝐼𝐸𝑚 × 𝐶𝑖 × 𝑓𝑝]

2

𝑖=1

Eq. 8

Onde:

Remm é a remuneração do mês m em [€];

i é o período horário de entrega de energia elétrica (em vazio ou fora de vazio), de acordo com o ciclo

(semanal ou diário) aplicado à instalação de consumo;

Wi é a energia produzida no mês m no período i, em [kWh];

26 O acesso ao regime bonificado depende existência de Certificado Energético, ou cumprimento do Sistema de Gestão dos Consumos Intensivos de Energia, ou de adoção e cumprimento de medidas de eficiência energética

72

OMIEm é o valor resultante da média aritmética simples dos preços de fecho do Operador do Mercado

Ibérico de Energia (OMIE) para Portugal (mercado diário);

Ci é o coeficiente de ponderação do período tarifário i, que assume os seguintes valores:

a) Período de horas de vazio: 0,86;

b) Período de horas fora de vazio: 1,13.

fp são os fatores de ajustamento para perdas do período tarifário i, desde o barramento de produção

em muito alta tensão até ao nível de tensão de ligação da unidade de miniprodução.

Até à data, mesmo com a definição de uma tarifa “fixa” e de remuneração garantida, não existem miniproduções

exclusivamente em regime geral, pelo que, não faz sentido proceder ao cálculo da tarifa. Possivelmente, com a

redução de custos das tecnologias ou redução da bonificação das tarifas poderá haver em aderir a este tipo de

remuneração.

No regime bonificado a energia é remunerada durante um período de 15 anos, até ao limite de 2,6 MWh/ano

por cada kW instalado, no caso da eólica e da fotovoltaica, e até 5 MWh/ano por cada kW de potência de ligação,

com uma tarifa bonificada ajustada a cada tipo de fonte: Solar 100%; Eólica 80%; Hídrica 50%; Biogás 60%;

Biomassa 60%; Pilhas de combustível com base em hidrogénio proveniente de miniprodução renovável –

percentagem prevista nas alíneas anteriores aplicável ao tipo de energia renovável utilizado para a produção do

hidrogénio.

Às miniproduções do escalão I a tarifa atribuída é a que estiver em vigor à data de atribuição do certificado de

exploração. No caso dos escalões II e III, o miniprodutor é remunerado com base na tarifa mais alta que resultar

das maiores ofertas de desconto à tarifa de referência, que se apresentam na Tabela 26, apuradas nos respetivos

escalões (dentro das quotas disponíveis em cada sessão de atribuição de potência).

Tabela 26 – Evolução da tarifa de referência da miniprodução bonificada (Renováveis na Hora, janeiro 2015).

Tarifa de referência aplicável ao regime bonificado

Ano FER Tarifa de Referência

(€/kWh)

2011 Todas 0,2500

2012 Todas 0,2150

2013 Solar 0,1510

Outras 0,1840

2014 Solar 0,1060

Outras 0,1590

73

Quanto aos valores das tarifas resultantes das sessões de atribuição e potência por escalão, verifica-se que o

Escalão I tem uma tarifa constante nas sessões de atribuição enquanto que o Escalão III atingiu a tarifa mais baixa

em 2012 quando o mercado começou a reagir à miniprodução e às condições que proporcionava, incentivando

a concorrência entre os produtores, que veio posteriormente a desaparecer quando as tarifas de referência

baixaram, como mostra a Tabela 27. No início de 2013 e durante 2014, não se verifica a existência de

concorrência nas atribuições de potência dos Escalões II e III, e as tarifas aproximam-se das de referência.

Até o momento existem cerca de 1 300 instalações de miniprodução ligadas em regime bonificado, com cerca

de 62 MW, não existindo qualquer instalação em regime geral.

Tabela 27 – Evolução da miniprodução (Renováveis na Hora, janeiro 2015).

Miniproduções Ligadas

Ano27 Escalão N.º Instalações Potência kW ∑ N.º

Instalações

∑ Potência

kW

2011

I 171 3 049,84 171 3 049,84

II 121 7 900,58 292 10 950,42

III 49 10 089,83 341 21 040,25

2012

I 327 4 862,09 668 25 902,34

II 112 6 968,85 780 32 871,19

III 43 9 283,90 823 42 155,09

2013

I 312 4 569,99 1 135 46 725,08

II 132 7 656,75 1 267 54 381,83

III 44 8 782,50 1 311 63 164,33

2014

I 55 855,7 1 366 64 020,03

II 30 1 193,7 1 396 65 213,73

III 2 255 1 398 65 468,73

Nas estatísticas para as energias renováveis para publicadas pela DGEG, que constam na Tabela 28 é identificada

a energia produzida pelos miniprodutores e a sua evolução ao longo do ano, onde se verifica que 99,5% é de

origem fotovoltaica.

Tabela 28 – Energia produzida na atividade de miniprodução, 2008-2014 (DGEG, janeiro 2015).

Produção anual da miniprodução (MWh)

Ano 2010 2011 2012 2013 2014

Hídrica 16 61

Eólica 5 70

Fotovoltaica 371 1 448 13 414 51 307 83 146

Biogás 1 319 2 536

Total 371 1 448 13 414 52 647 85 813

27 As quantidades e potências não refletem os registos que atingiram o referido estado no ano mencionado, mas sim a evolução dos registos com potência atribuída nesse ano.

74

Miniprodução e microprodução por fonte (DGEG)

Tabela 29 – Potência instalada de microprodução e miniprodução por fonte (2008-2014) (DGEG, janeiro 2015).

Micro/Mini Potência Instalada (kW)

Ano 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014

Total Micro/Mini

10 390 27 256 35 339 65 157 105 835 138 311 164 955

Microprodução 10 390 27 256 34 692 63 536 83 338 91 899 100 109

Hídrica 32 24 43 97

Eólica 627 631 633 418

Fotovoltaica 10 390 27 256 34 692 62 877 82 683 91 223 99 594

Miniprodução 0 0 647 1 621 22 497 46 412 64 846

Hídrica 20 20

Eólica 50 60

Fotovoltaica 647 1 621 22 497 46 341 64 765

Biogás 1 1

Tabela 30 – Quantidades de energia produzida na microprodução e miniprodução (resumo).

Comparação da potência ligada de Microprodução e miniprodução

Fonte Ano 2008 2009 2010 2011 2012 2013

DGEG (kW) Microprodução 10 390 27 256 34 692 63 536 83 338 91 889

Miniprodução - - - 974 21 850 45 764

Portal Ren.

Na Hora

(kW)

Microprodução 10 675 31 818 43 264 70 272 82 216 91 455

Miniprodução - - - 21 040 42 116 60 597

% Microp.

(DGEGkW /

PRHkW)

Média (2008-2013) 97,3% 85,7% 80,2% 90,4% 101,4% 100,5%

92,6%

% Minip.

(DGEGkW /

PRHkW)

Média (2012-2013) - - - 4,6% 51,9% 75,5%

63,7%

Dados relativos à caracterização da produção distribuída em Portugal

Tabela 31 – IPC no continente, sem habitação, nos meses de dezembro de 2011 a 2014 (INE, 2015).

Período de referência dos dados

Índice de preços no consumidor (IPC, Base - 2012) por Localização geográfica

e Agregados especiais; Mensal

Dezembro de 2014 99,965




75

Tabela 32 – Evolução da tarifa bonificada de miniprodução atribuída (Renováveis na Hora, 2014).

Evolução da Tarifa de Miniprodução em regime bonificado (€/kWh)

Escalão I 2011

junho - novembro

0,2500 Escalão I

2013 Janeiro -

julho 0,1510 (Solar) ,1840 (Outras)

Escalão II 2011

junho 0,2450

julho 0,2499

setembro 0,2499

Escalão II 2013

janeiro 0,1499

outubro 0,2499 fevereiro 0,1499 (Solar)

0,1839 (Outras)

novembro 0,2499 março 0,1509

Escalão III 2011

junho 0,2499 abril 0,1500

julho 0,2499 maio 0,1509

setembro 0,2499 junho 0,1509

outubro 0,2499 julho 0,1509

novembro 0,2499 setembro 0,1410

Escalão I 2012

janeiro -

outubro 0,2150

outubro 0,1260

Escalão III 2013

janeiro 0,1240

fevereiro 0,1499

março 0,1509

abril 0,1500

maio 0,1509

junho 0,1509

julho 0,1509

setembro 0,1209

outubro 0,1129

Escalão II 2012

janeiro 0,2140

Escalão I 2014

janeiro -

julho

0,1060 (Solar) 0,1590 (Outras)

fevereiro 0,2137

março 0,2100

abril 0,2050

maio 0,1900

junho 0,1750

julho 0,1650

agosto 0,1599

Escalão II 2014

janeiro 0,1059

setembro 0,1540 fevereiro -

outubro 0,1540 março 0,1058

Escalão III 2012

janeiro 0,2050 abril 0,1059

fevereiro 0,1950 maio 0,1059

março 0,1849 junho 0,1059

abril 0,1835 julho 0,1059

maio 0,1824 agosto 0,1059

junho 0,1780

Escalão III 2014

janeiro 0,1059

julho 0,1740 fevereiro -

agosto 0,1650 março -

setembro 0,1450 abril 0,1059

outubro 0,1249 maio -

junho 0,1059

julho 0,1059

agosto 0,1059

76

Tabela 33 – Evolução da potência atribuída em regime geral, 2014 (Renováveis na Hora, 2015).

2014

Pagos Aceites Cancelados Pedidos de Inspeção

Certificados Ligados

Qtd. Potência

(kW) Qtd.

Potência (kW)

Qtd. Potência

(kW) Qtd.

Potência (kW)

Qtd. Potência

(kW) Qtd.

Potência (kW)

janeiro 52 231,57 53 236,12 4 14,03 69 292,46 54 227,74 23 112,68

fevereiro 81 376,44 68 309,11 4 15,58 49 218,66 52 218,76 0 0,00

março 80 356,41 102 463,45 3 12,88 83 383,65 81 372,20 0 0,00

abril 77 370,00 52 242,09 1 5,75 85 365,49 88 385,07 85 386,37

maio 107 487,88 110 500,57 2 10,17 99 438,19 93 394,35 92 414,47

junho 72 337,55 79 368,47 6 28,06 115 503,25 103 454,18 2 8,62

julho 128 604,87 101 481,40 2 9,43 106 490,73 110 499,01 126 551,79

agosto 111 504,96 117 537,43 1 3,45 82 389,29 94 447,07 2 10,34

setembro 188 903,51 167 787,08 2 8,25 77 352,14 92 429,08 271 1 193,86

Total 896 4 173,19 849 3 925,72 25 107,60 765 3 433,86 767 3 427,46 601 2 678,13

Tabela 34 – Distribuição de miniprodução e microprodução por tipo de fonte (Renováveis na Hora, 2015).

Microprodução Miniprodução

Fonte Nº

Instalações % N.º Inst.

Total Potência

(kW)

% Potência

Total

Nº Instalações

% N.º Inst. Total

Potência (kW)

% Potência

Total

Cogeração a biomassa

1 0,00% 3,68 0,00% 0 0,00% 0,00 0,00%

Biogás 0 0,00% 0 0,00% 4 0,30% 684,00 1,10%

Eólica 126 0,48% 426,98 0,45% 2 0,15% 60,00 0,10%

Hídrica 26 0,10% 115,60 0,12% 1 0,07% 20,00 0,03%

Solar 25 999 99,41% 93 366,60 99,42% 1 343 99,48% 61 259,60 98,77%

Total 26 152 100% 93 912,86 100% 1 350 100% 62 023,60 100%

77

Anexo II. Cálculos desenvolvidos para os perfis de consumo e produção médios

Considerando que a soma de todos os valores de 15 em 15 minutos de cada perfil inicial é dada pela Eq. 9, que

a soma dos valores da potência média medidos de 15 em 15 minutos pode ser calculada com a energia anual e

o n.º de consumidores como mostra a Eq. 10, e que os valores do perfil inicial e da potência média são

proporcionais de acordo com a Eq. 11, poderá chegar-se à expressão que permite calcular os valores de potência

média correspondentes a cada valor dos perfis iniciais.

∑ 𝑃𝑖𝑛𝑖𝑐𝑖𝑎𝑙(𝑝. 𝑢. )

35040

𝑛=1

= 1000 Eq. 9

∑ 𝑃𝑚é𝑑𝑖𝑎

35040

𝑛=1

=𝐸𝑎𝑛𝑢𝑎𝑙,𝑡[𝑘𝑊ℎ]

𝑁. º𝐶𝑜𝑛𝑠𝑢𝑚𝑖𝑑𝑜𝑟𝑒𝑠.14

(ℎ), [𝑘𝑊] Eq. 10

𝑃𝑖𝑛𝑖𝑐𝑖𝑎𝑙(𝑝. 𝑢. )

𝑃𝑚é𝑑𝑖𝑎(𝑘𝑊)=

∑ 𝑃𝑖𝑛𝑖𝑐𝑖𝑎𝑙(𝑝. 𝑢. )35040𝑛=1

∑ 𝑃𝑚é𝑑𝑖𝑎(𝑘𝑊)35040𝑛=1

Eq. 11

Assim, para obter os valores para os perfis finais é necessário calcular o valor médio da carga associada a cada

leitura, para cada consumidor, através da Eq. 16, conforme a dedução seguinte:

𝑃𝑚é𝑑𝑖𝑎(𝑘𝑊) =∑ 𝑃𝑚é𝑑𝑖𝑎(𝑘𝑊) ×35040

𝑛=1 𝑃𝑖𝑛𝑖𝑐𝑖𝑎𝑙(𝑝. 𝑢. )

∑ 𝑃𝑖𝑛𝑖𝑐𝑖𝑎𝑙(𝑝. 𝑢. )35040𝑛=1

Eq. 12

𝑃𝑚é𝑑𝑖𝑎(𝑘𝑊) =

𝐸𝑎𝑛𝑢𝑎𝑙,𝑡(𝑘𝑊ℎ)

𝑁. º𝐶𝑜𝑛𝑠𝑢𝑚𝑖𝑑𝑜𝑟𝑒𝑠.14

× 𝑃𝑖𝑛𝑖𝑐𝑖𝑎𝑙(𝑝. 𝑢. )

1000

Eq. 13

𝑃𝑚é𝑑𝑖𝑎(𝑘𝑊) =𝐸𝑎𝑛𝑢𝑎𝑙,𝑡(𝑘𝑊ℎ) × 𝑃𝑖𝑛𝑖𝑐𝑖𝑎𝑙(𝑝. 𝑢. ) × 4

𝑁. º𝐶𝑜𝑛𝑠𝑢𝑚𝑖𝑑𝑜𝑟𝑒𝑠 × 1000 Eq. 14

𝑃𝑚é𝑑𝑖𝑎(𝑘𝑊) =𝐸𝑎𝑛𝑢𝑎𝑙,𝑡(𝑀𝑊ℎ) × 𝑃𝑖𝑛𝑖𝑐𝑖𝑎𝑙(𝑝. 𝑢. ) × 4 × 1000

𝑁. º𝐶𝑜𝑛𝑠𝑢𝑚𝑖𝑑𝑜𝑟𝑒𝑠 × 1000 Eq. 15

78

𝑃𝑚é𝑑𝑖𝑎(𝑘𝑊) =𝐸𝑎𝑛𝑢𝑎𝑙,𝑡(𝑀𝑊ℎ) × 𝑃𝑖𝑛𝑖𝑐𝑖𝑎𝑙(𝑝. 𝑢. ) × 4

𝑁. º𝐶𝑜𝑛𝑠𝑢𝑚𝑖𝑑𝑜𝑟𝑒𝑠 Eq. 16

Onde:

- 𝐸𝑎𝑛𝑢𝑎𝑙,𝑡, é a energia consumida anualmente por todos os consumidores em cada nível de tensão ou classe de

BTN;

- 𝐸𝑎𝑛𝑢𝑎𝑙, é a energia consumida anualmente em cada nível de tensão ou classe de BTN, por cada consumidor;

- 𝑃𝑖𝑛𝑖𝑐𝑖𝑎𝑙(𝑝. 𝑢. ), é cada valor do perfil inicial, medido de 15 em 15 minutos;

- 𝑃𝑚é𝑑𝑖𝑎(𝑘𝑊), é a potência média por consumidor, medida de 15 em 15 minutos, que corresponde ao valor da

amostra do perfil inicial;

Para se obter o valor para os perfis finais de produção é necessário calcular o valor da carga associada a cada

leitura através da Eq. 16 à semelhança do que foi feito para o consumo obtendo-se a Eq. 17.

𝑃𝑃𝑚é𝑑𝑖𝑎(𝑘𝑊) =𝐸𝑃𝑎𝑛𝑢𝑎𝑙,𝑡(𝑀𝑊ℎ) × 𝑃𝑃𝑖𝑛𝑖𝑐𝑖𝑎𝑙(𝑝. 𝑢. ) × 4

𝑁. º𝑃𝑟𝑜𝑑𝑢𝑡𝑜𝑟𝑒𝑠 Eq. 17

Onde:

- 𝐸𝑃𝑎𝑛𝑢𝑎𝑙,𝑡, é a energia consumida anualmente por todos os consumidores em cada nível de tensão ou classe de

BTN;

- 𝑃𝑃𝑖𝑛𝑖𝑐𝑖𝑎𝑙(𝑝. 𝑢. ), é cada valor do perfil inicial de produção, medido de 15 em 15 minutos;

- 𝑃𝑃𝑚é𝑑𝑖𝑎(𝑘𝑊), é a potência média de produção por cada produtor, medida de 15 em 15 minutos, que

corresponde ao valor da amostra do perfil inicial;

Correspondendo a energia produzida anualmente, o número de produtores, à produzida na microprodução ou

na miniprodução, conforme o caso.

79

Anexo III. Caracterização do consumo em BTN

A repartição dos consumidores e consumos nos perfis horários BTN é feita de acordo com a informação da Tabela

35.

Tabela 35 – Distribuição da Classe de BTN por opções tarifárias (ERSE, 2014).

Classe BTN BTN A BTN B BTN C

Opção Tarifária

Pc Pc Pc Pc Pc Pc

>20,7 kVA

<=20,7 kVA >20,7 kVA <=

20,7kVA >20,7 kVA <=20,7 kVA

Tri-horária 100% 27% 0% 11% 0% 62%

Bi-horária 27% 11% 62%

Simples 0% 13% 0% 0% 0 87%

Resulta desta análise e através dos dados indicativos de distribuição do número de clientes por opção tarifária

obtém-se o número de consumidores associados a cada classe BTN para aplicação nos perfis finais, conforme a

Tabela 36.

Tabela 36 – Distribuição do número de consumidores por opção tarifária e Classe de BTN (ERSE, 2014).

Classe BTN BTN A BTN B BTN C TOTAL

Opção Tarifária

Pc Pc Pc Pc Pc Pc Pc Pc

>20,7 kVA <=20,7

kVA >20,7 kVA

<=20,7 kVA

>20,7 kVA

<=20,7 kVA

>20,7 kVA <=20,7

kVA

Tri-horária 2 125 641 239 924 0 97 747 0 550 938 2 125 641 888 609

Bi-horária 1 259 207 513 010 2 891 513 4 663 731

Simples 0 1 357 991 0 0 0 9 088 093 0 10 446 084

Total Consumo (MWh) 4 982 764 610 757 12 530 544 18 124 065

% Consumo Total 27,49% 3,37% 69,14% 100,00%

Total Consumidores por % de consumo

1 658 029 203 231 4 169 575 6 030 836

80

Anexo IV. Resultados das simulações – Perfis tipo

Figura 38 – Perfil final de consumo em BTE num fim-de-semana típico de inverno.

Figura 39 – Perfil final de consumo em BTE num fim-de-semana típico de verão.

81

Figura 40 – Perfil final de consumo em BTNC num fim-de-semana típico de inverno.

Figura 41 – Perfil final de consumo em BTNC num fim-de-semana típico de verão.

82

Figura 42 – Perfil final de uma miniprodução num fim-de-semana típico de inverno.

Figura 43 – Perfil final de uma microprodução num fim-de-semana típico de inverno.

83

Figura 44 – Perfil final de uma miniprodução num dia útil típico de verão.

Figura 45 – Perfil final de uma microprodução num dia útil típico de verão.

84

Figura 46 – Perfil final de uma miniprodução num fim-de-semana típico de verão.

Figura 47 – Perfil final de uma microprodução num fim-de-semana típico de verão.

85

Figura 48 – Perfis de consumo e de produção, para BTE e Miniprodução, de um dia útil de inverno.

Figura 49 – Perfis de consumo e de produção, para BTE e Miniprodução, de um dia útil de verão.

86

Figura 50 – Perfis de consumo e de produção, para BTE e Miniprodução, de um fim-de-semana de inverno.

Figura 51 – Perfis de consumo e de produção, para BTE e Miniprodução, de um fim-de-semana de verão.

87

Figura 52 – Perfis de consumo e de produção, para BTN C e Microprodução, de um dia útil de inverno.

Figura 53 – Perfis de consumo e de produção, para BTN C e Microprodução, de um dia útil de verão.

88

Figura 54 – Perfis de consumo e de produção, para BTN C e Microprodução, de fim-de-semana de inverno.

Figura 55 – Perfis de consumo e de produção, para BTN C e Microprodução, de fim-de-semana de verão.

89

Figura 56 – Perfis de consumo e de produção, para BTN B e Microprodução, de uma semana típica de inverno.

Figura 57 – Perfis de consumo e de produção, para BTN B e Microprodução, de uma semana típica de verão.

90

Figura 58 – Perfis de consumo e de produção, para BTN A e Microprodução, de uma semana típica de inverno.

Figura 59 – Perfis de consumo e de produção, para BTN A e Microprodução, de uma semana típica de verão.

91

Figura 60 – Perfis de consumo (BTN C) e produção (microprodução) num sistema isolado, numa semana típica

de inverno.

Figura 61 – Perfis de consumo (BTN C) e produção (microprodução) num sistema isolado, numa semana típica

de verão.


0.2

0.4

0.6

0.8

1

1.2

1.4Consumo e produção na semana de 14-20 janeiro (AC Isolado da Rede)

Tempo (h)

Potê

ncia

(kW

)

Consumo Esperado

Energia Excedente




0.5

1

1.5

2

2.5Consumo e produção na semana de 1 - 7 julho (AC Isolado da Rede)

Tempo (h)

Potê

ncia

(kW

)

Consumo Esperado

Energia Excedente



92

Figura 62 – Perfis de consumo (BTE) e produção (miniprodução) num sistema ligado à rede, sem

armazenamento e com injeção de excedentes, numa semana típica de inverno.

Figura 63 – Perfis de consumo (BTE) e produção (miniprodução) num sistema ligado à rede, sem

armazenamento e com injeção de excedentes, numa semana típica de verão.


5

10

15

20


Tempo (h)

Potê

ncia

(kW

)


Energia Excedente



5

10

15

20

25


Tempo (h)

Potê

ncia

(kW

)


Energia Excedente


93


excedentes, numa semana típica de inverno.


excedentes, numa semana típica de verão.


0.2

0.4

0.6

0.8

1

1.2

1.4Consumo e produção na semana de 14-20 janeiro

Tempo (h)

Potê

ncia

(kW

)


Energia Excedente




0.5

1

1.5

2

2.5Consumo e produção na semana de 1 - 7 julho

Tempo (h)

Potê

ncia

(kW

)


Energia Excedente



94


excedentes, numa semana típica de Inverno.


excedentes, numa semana típica de verão.


0.2

0.4

0.6

0.8

1

1.2

1.4Consumo e produção na semana de 14-20 janeiro

Tempo (h)

Potê

ncia

(kW

)


Energia Excedente




0.5

1

1.5

2

2.5Consumo e produção na semana de 1 - 7 julho

Tempo (h)

Potê

ncia

(kW

)


Energia Excedente



95

Anexo V. Resultados da análise dos perfis dos dias típicos de consumo inverno e verão

Tabela 37 – Resultados por período horário do perfil tipo de potência média de um dia útil de inverno (BTE).

Resultados do perfil BTE do dia 14 de janeiro (quarta-feira)

Ponta (kWh)

Cheia (kWh)

Vazio (kWh)

Super Vazio (kWh)

Total (kWh)

Consumo de Energia 66,57 180,04 55,18 31,10 332,89

Energia Produzida 13,32 69,20 0,28 0,00 82,80


13,32 69,20 0,28 0,00 82,80

Energia Excedente 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00


53,25 110,84 54,91 31,10 250,09


0,00 0,00 0,00 0,00 0,00


53,25 110,84 54,91 31,10 250,09


0,00

Tabela 38 – Resultados por período horário do perfil tipo de potência média de um fim-de-semana de inverno

(BTE).

Resultados do perfil BTE do dia 17 e 18 de janeiro (Sábado e Domingo)

Ponta (kWh)

Cheia (kWh)

Vazio (kWh)

Super Vazio (kWh)

Total (kWh)




13,32 66,34 0,28 0,00 79,93



30,55 41,99 48,71 29,23 150,49


0,00 2,87 0,00 0,00 2,87


30,55 39,13 48,71 29,23 147,62


0,00

96

Tabela 39 – Resultados por período horário do perfil tipo de potência média de um dia útil de verão (BTE).

Resultados do perfil BTE do dia 1 de julho (quarta-feira)

Ponta (kWh)

Cheia (kWh)

Vazio (kWh)

Super Vazio (kWh)

Total (kWh)




73,48 94,65 17,46 1,07 186,65



28,80 11,73 38,75 30,38 109,67


28,80 11,73 5,96 0,00 46,49


0,00 0,00 32,80 30,38 63,18


0,00

Tabela 40 – Resultados por período horário do perfil tipo de potência média de um fim-de-semana de verão

(BTE).

Resultados do perfil BTE do dia 4 e 5 de julho (Sábado e Domingo)

Ponta (kWh)

Cheia (kWh)

Vazio (kWh)

Super Vazio (kWh)

Total (kWh)




54,50 67,82 15,60 1,07 138,98



24,70 9,82 35,12 29,64 99,28


24,70 9,82 14,86 0,00 49,37


0,00 0,00 20,26 29,64 49,91


44,79

- Perfil BTN C

97

Tabela 41 – Resultados por período horário do perfil tipo de potência média de um dia útil de inverno (BTN C).

BTN C Dia 14 de janeiro - quarta-feira, dia útil de inverno

Ponta (kWh)

Cheia (kWh)

Vazio (kWh)

Super Vazio (kWh)

Total (kWh)




0,58 2,85 0,03 0,00 3,45



1,63 1,62 2,41 1,03 6,69


1,63 1,55 0,97 0,00 4,15


0,00 0,07 1,44 1,03 2,54


0,07


inverno (BTN C).

BTN C Dia 17 e 18 de janeiro - Sábado e Domingo, fim-de-semana de inverno

Ponta (kWh)

Cheia (kWh)

Vazio (kWh)

Super Vazio (kWh)

Total (kWh)




0,62 3,26 0,03 0,00 3,90



1,61 1,63 2,34 1,09 6,67


1,61 1,59 0,57 0,00 3,77


0,00 0,04 1,77 1,09 2,90


0,00

98

Tabela 43 – Resultados por período horário do perfil tipo de potência média de um dia útil de verão (BTN C).

BTN C Dia 1 de julho - quarta-feira, dia útil de verão

Ponta (kWh)

Cheia (kWh)

Vazio (kWh)

Super Vazio (kWh)

Total (kWh)




1,84 1,98 0,57 0,10 4,48



0,77 0,39 1,09 0,77 3,02


0,77 0,39 0,56 0,00 1,72


0,00 0,00 0,53 0,77 1,30


15,40


verão (BTN C).

BTN C Dia 4 e 5 de julho - Sábado e Domingo, fim-de-semana de verão

Ponta (kWh)

Cheia (kWh)

Vazio (kWh)

Super Vazio (kWh)

Total (kWh)




1,93 1,99 0,53 0,10 4,55



0,73 0,39 1,11 0,77 3,00


0,73 0,39 0,56 0,00 1,68


0,00 0,00 0,55 0,77 1,32


15,38

Tabela 45 – Resultados por período horário do perfil tipo de potência média anual (BTN B).

BTN B Saldos de Energia Anual

99

Ponta (kWh)

Cheia (kWh)

Vazio (kWh)

Super Vazio (kWh)

Total (kWh)




485 960 141 12 1 598



361 257 486 303 1 407


361 254 454 270 1 339

E Importada da Rede - E Armaz Consumida

0 2 32 33 68


2 751

Tabela 46 – Resultados por período horário do perfil tipo de potência média anual (BTN A).

BTN A Saldos de Energia Anual

Ponta (kWh)

Cheia (kWh)

Vazio (kWh)

Super Vazio (kWh)

Total (kWh)




522 1 020 146 12 1 700



324 229 443 309 1 305


324 227 422 289 1 262


0 2 21 20 43


2 726

100

Anexo VI. Outros dados

Tabela 47 – Preço médio de eletricidade por tipo de consumo (€/kWh) (Eurostat, 2015).

Tipo Consumo/

Ano 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015

Doméstico Média

0,1482 0,1508 0,1584 0,1654 0,1993 0,2081 0,2175 0,2279

Industrial Médio

0,0782 0,0919 0,0896 0,0903 0,1050 0,1015 0,1029 0,0989

Em BTE:

Tabela 48 – Tarifa Transitória de Venda a clientes finais em BTE (ERSE, 2014)

Tarifa transitória de venda a clientes finais em

BTE Preços

Termo tarifário fixo (€/mês) (€/dia)*

25,55 0,8399

Potência (€/kW.mês) (€/kW.dia)*

Tarifa de médias

utilizações

Horas de ponta 15,045 0,4946

Contratada 0,656 0,0216

Tarifa de longas

utilizações

Horas de ponta 21,139 0,6950

Contratada 1,492 0,0490

Energia ativa (€/kWh)

Tarifa de médias

utilizações

Horas de ponta 0,2156

Horas cheias 0,1265

Horas vazio normal 0,0883

Horas super vazio 0,0775

Tarifa de longas

utilizações


Horas cheias 0,1215

Horas vazio normal 0,0810

Horas super vazio 0,0715

Energia reativa (€/kvarh)

Indutiva 0,0313

Capacitiva 0,0239

101

Em BTN:

Tabela 49 – Tarifa Transitória de Venda a clientes finais em BTN (<=20,7 kVA e >2,3 kVA) (ERSE, 2014)

Tarifa transitória de venda a clientes finais

em BTN (<=20,7 kVA e >2,3 kVA) Preços

Potência (kVA) (€/mês) (€/dia)*

Tarifa simples , bi-horária e

tri-horária

3,45 4,75 0,1561

4,6 6,17 0,2030

5,75 7,59 0,2496

6,9 9,01 0,2962

10,35 13,26 0,4360

13,8 17,51 0,5758

17,25 21,77 0,7156

20,7 26,02 0,8554

Energia ativa (€/kWh)

Tarifa simples <=6,9 kVA 0,1587

Tarifa simples >6,9 kVA 0,1602

Tarifa bi-horária <=6,9 kVA Horas fora de vazio 0,1785

Horas de vazio 0,0946

Tarifa bi-horária >6,9 kVA Horas fora de vazio 0,1821


Tarifa tri-horária <=6,9 kVA


Horas de cheias 0,1613


Tarifa tri-horária >6,9 kVA


Horas de cheias 0,1642


Tabela 50 – Ciclo Diário para BTE e BTN em Portugal Continental (ERSE, 2011)

Ciclo diário para BTE e BTN

Períodos Hora legal de inverno Hora legal de verão

Ponta: 09.00/10.30 h

4 h / dia 10.30/13.00 h

4 h / dia 18.00/20.30 h 19h.30/21.00 h

Cheias:

08.00/09.00 h

10 h / dia

08.00/10.30 h

10 h / dia 10.30/18.00 h 13.00/19.30 h

20.30/22.00 h 21.00/22.00 h

Vazio

normal:

06.00/08.00 h 6 h / dia

6.00/08.00 h 6 h / dia

22.00/02.00 h 22.00/02.00 h

Super

vazio: 02.00/06.00 h 4 h / dia 02.00/06.00 h 4 h / dia

102

Figura 68 – Especificações de baterias para armazenamento do fabricante Tesla Motors (Tesla Motors, 2015).

103

Anexo VII. Resultados da avaliação económico-financeira

AC Isolado H1

Ano 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20

E. Consumida H Ponta (kWh/ano) 864,4 857,9 851,4 844,9 838,4 832,0 825,5 819,0 812,5 806,0 799,5 793,1 786,6 780,1 773,6 767,1 760,6 754,2 747,7 741,2 734,7

E. Consumida H Cheia (kWh/ano) 1.141,4 1.132,9 1.124,3 1.115,8 1.107,2 1.098,6 1.090,1 1.081,5 1.073,0 1.064,4 1.055,8 1.047,3 1.038,7 1.030,1 1.021,6 1.013,0 1.004,5 995,9 987,3 978,8 970,2

E. Consumida H Vazio (kWh/ano) 628,2 623,5 618,8 614,1 609,4 604,7 599,9 595,2 590,5 585,8 581,1 576,4 571,7 567,0 562,3 557,5 552,8 548,1 543,4 538,7 534,0

E. Consumida H SVazio (kWh/ano) 287,9 285,7 283,6 281,4 279,3 277,1 274,9 272,8 270,6 268,5 266,3 264,1 262,0 259,8 257,7 255,5 253,3 251,2 249,0 246,9 244,7

Valor da energia anual (€) 463 459 456 452 449 445 442 439 435 432 428 425 421 418 414 411 407 404 400 397 393

Valor anual da potência Contratada (€) 74 74 74 74 74 74 74 74 74 74 74 74 74 74 74 74 74 74 74 74 74

Custos evitados (€) 537 533 530 526 523 520 516 513 509 506 502 499 495 492 488 485 481 478 474 471 467

Proveito (€) (c/IVA) 660 656 652 648 643 639 635 630 626 622 618 613 609 605 601 596 592 588 583 579 575

Operação e Manutenção (€) 64 64 64 64 64 64 64 64 64 64 64 64 64 64 64 64 64 64 64 64

Saldo (€) 592 587 583 579 575 570 566 562 558 553 549 545 540 536 532 528 523 519 515 511

Período de Retorno (anos) #N/A

VAL (20 anos) -531,91 € -7.258,73 € -6.736,52 € -6.238,05 € -5.762,26 € -5.308,14 € -4.874,73 € -4.461,11 € -4.066,41 € -3.689,76 € -3.330,38 € -2.987,48 € -2.660,34 € -2.348,25 € -2.050,53 € -1.766,54 € -1.495,66 € -1.237,31 € -990,92 € -755,96 € -531,91 €

Cash-Flow -8.118 592 587 583 579 575 570 566 562 558 553 549 545 540 536 532 528 523 519 515 511

TIR (15 anos) 0,48% -92,71% -69,21% -49,80% -36,22% -26,74% -19,95% -14,95% -11,17% -8,25% -5,95% -4,11% -2,62% -1,39% -0,38% 0,48% 1,20% 1,82% 2,34% 2,80% 3,20%

AUTOCONSUMO ISOLADO - H1 (CASO BASE)

AC Isolado H2

Ano 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20


E. Consumida H Cheia (kWh/ano) 1.143,4 1.134,8 1.126,2 1.117,7 1.109,1 1.100,5 1.091,9 1.083,4 1.074,8 1.066,2 1.057,6 1.049,1 1.040,5 1.031,9 1.023,3 1.014,8 1.006,2 997,6 989,0 980,5 971,9





Custos evitados (€) 545 541 538 534 531 527 524 520 517 513 510 506 503 499 495 492 488 485 481 478 474

Proveito (€) (c/IVA) 670 666 662 657 653 649 644 640 635 631 627 622 618 614 609 605 601 596 592 588 583

Operação e Manutenção ( €) 89 89 89 89 89 89 89 89 89 89 89 89 89 89 89 89 89 89 89 89

Saldo (€) 577 573 568 564 560 555 551 547 542 538 534 529 525 521 516 512 508 503 499 495


VAL (20 anos) -3.681,14 € -10.223,52 € -9.714,30 € -9.228,38 € -8.764,72 € -8.322,32 € -7.900,24 € -7.497,57 € -7.113,43 € -6.747,01 € -6.397,50 € -6.064,14 € -5.746,22 € -5.443,03 € -5.153,92 € -4.878,24 € -4.615,40 € -4.364,81 € -4.125,92 € -3.898,20 € -3.681,14 €

Cash-Flow -11.187 577 573 568 564 560 555 551 547 542 538 534 529 525 521 516 512 508 503 499 495

TIR (15 anos) -3,71% -94,84% -74,65% -56,39% -43,00% -33,35% -26,27% -20,95% -16,86% -13,66% -11,10% -9,03% -7,33% -5,91% -4,72% -3,71% -2,85% -2,11% -1,47% -0,91% -0,42%

20,00 1,00 1,00 1,00 1,00 1,00 1,00 1,00 1,00 1,00 1,00 1,00 1,00 1,00 1,00 1,00 1,00 1,00 1,00 1,00 1,00

AUTOCONSUMO ISOLADO - H2

AC sem Injeção H3

Ano 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20


E. Consumida H Cheia (kWh/ano) 849,2 842,8 836,5 830,1 823,7 817,3 811,0 804,6 798,2 791,9 785,5 779,1 772,8 766,4 760,0 753,7 747,3 740,9 734,6 728,2 721,8



Valor da energia autoconsumida anual (€)

247 245 243 241 239 237 235 234 232 230 228 226 224 223 221 219 217 215 213 211 210


Custos evitados (€) 321 319 317 315 313 311 309 308 306 304 302 300 298 297 295 293 291 289 287 285 284

Proveito (€) (c/IVA) 394 392 390 387 385 383 381 378 376 374 372 369 367 365 362 360 358 356 353 351 349

Operação e Manutenção ( €) 64 64 64 64 64 64 64 64 64 64 64 64 64 64 64 64 64 64 64 64

Saldo (€) 328 325 323 321 319 316 314 312 309 307 305 303 300 298 296 294 291 289 287 284


VAL (20 anos) -3.768,09 € -7.502,83 € -7.213,57 € -6.937,38 € -6.673,68 € -6.421,92 € -6.181,57 € -5.952,13 € -5.733,11 € -5.524,05 € -5.324,51 € -5.134,06 € -4.952,31 € -4.778,85 € -4.613,34 € -4.455,40 € -4.304,70 € -4.160,93 € -4.023,76 € -3.892,91 € -3.768,09 €

Cash-Flow -8.118 328 325 323 321 319 316 314 312 309 307 305 303 300 298 296 294 291 289 287 284

TIR (15 anos) -6,31% -95,96% -77,86% -60,42% -47,21% -37,49% -30,24% -24,73% -20,45% -17,06% -14,34% -12,11% -10,27% -8,72% -7,42% -6,31% -5,35% -4,52% -3,80% -3,16% -2,61%

AUTOCONSUMO S/INJEÇÃO - H3 (CASO BASE)

AC sem Injeção H4

Ano 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20


E. Consumida H Cheia (kWh/ano) 467,5 464,0 460,5 457,0 453,5 450,0 446,5 442,9 439,4 435,9 432,4 428,9 425,4 421,9 418,4 414,9 411,4 407,9 404,4 400,9 397,4





Custos evitados (€) 218 216 215 214 213 212 211 210 209 208 207 206 205 204 202 201 200 199 198 197 196

Proveito (€) (c/IVA) 268 266 265 264 262 261 260 258 257 256 254 253 252 250 249 248 246 245 244 242 241


Saldo (€) 257 256 255 253 252 251 249 248 247 245 244 243 241 240 239 237 236 235 233 232

Período de Retorno (anos) 5,0

VAL (20 anos) 2.117,38 € -863,61 € -636,15 € -418,57 € -210,45 € -11,38 € 179,03 € 361,15 € 535,33 € 701,92 € 861,24 € 1.013,61 € 1.159,32 € 1.298,67 € 1.431,92 € 1.559,33 € 1.681,17 € 1.797,67 € 1.909,05 € 2.015,55 € 2.117,38 €

Cash-Flow -1.145 257 256 255 253 252 251 249 248 247 245 244 243 241 240 239 237 236 235 233 232

TIR (15 anos) 20,69% -77,55% -40,20% -17,65% -4,47% 3,63% 8,85% 12,36% 14,79% 16,52% 17,79% 18,72% 19,43% 19,96% 20,37% 20,69% 20,94% 21,14% 21,30% 21,42% 21,52%

5,00 1,00 1,00 1,00 1,00 1,00 1,00 1,00 1,00 1,00 1,00 1,00 1,00 1,00 1,00 1,00 1,00 1,00 1,00 1,00 1,00

AUTOCONSUMO S/INJEÇÃO - H4

AC com Injeção BTN C H5

Ano 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20

E. Autoconsumida H Ponta

(kWh/ano)428,7 425,5 422,3 419,0 415,8 412,6 409,4 406,2 403,0 399,7 396,5 393,3 390,1 386,9 383,7 380,5 377,2 374,0 370,8 367,6 364,4

E. Autoconsumida H Cheia

(kWh/ano)849,2 842,8 836,5 830,1 823,7 817,3 811,0 804,6 798,2 791,9 785,5 779,1 772,8 766,4 760,0 753,7 747,3 740,9 734,6 728,2 721,8

E. Autoconsumida H Vazio

(kWh/ano)131,2 130,2 129,2 128,3 127,3 126,3 125,3 124,3 123,3 122,4 121,4 120,4 119,4 118,4 117,4 116,4 115,5 114,5 113,5 112,5 111,5

E. Autoconsumida H SVazio

(kWh/ano)12,2 12,1 12,0 11,9 11,8 11,7 11,6 11,5 11,5 11,4 11,3 11,2 11,1 11,0 10,9 10,8 10,7 10,6 10,5 10,5 10,4

E. Excedente H Ponta

(kWh/ano)1.610,0 1.597,9 1.585,9 1.573,8 1.561,7 1.549,6 1.537,6 1.525,5 1.513,4 1.501,3 1.489,3 1.477,2 1.465,1 1.453,0 1.441,0 1.428,9 1.416,8 1.404,7 1.392,7 1.380,6 1.368,5

E. Excedente H Cheia

(kWh/ano)2.464,1 2.445,6 2.427,2 2.408,7 2.390,2 2.371,7 2.353,2 2.334,8 2.316,3 2.297,8 2.279,3 2.260,8 2.242,4 2.223,9 2.205,4 2.186,9 2.168,4 2.150,0 2.131,5 2.113,0 2.094,5

E. Excedente H Vazio

(kWh/ano)192,3 190,9 189,5 188,0 186,6 185,1 183,7 182,2 180,8 179,4 177,9 176,5 175,0 173,6 172,1 170,7 169,3 167,8 166,4 164,9 163,5

E. Excedente H SVazio

(kWh/ano)0,6 0,6 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5

Valor da energia

autoconsumida anual (€)247 245 243 241 239 237 235 234 232 230 228 226 224 223 221 219 217 215 213 211 210

Valor da energia excedente

anual (€)192 190 189 187 186 184 183 182 180 179 177 176 174 173 172 170 169 167 166 164 163

Proveitos (custos evitados +

venda à rede) (€) c(IVA539 535 531 527 523 519 515 511 507 503 499 494 490 486 482 478 474 470 466 462 458

Proveito (€) c/IVA 539 535 531 527 523 519 515 511 507 503 499 494 490 486 482 478 474 470 466 462 458


Saldo (€) 471 466 462 458 454 450 446 442 438 434 430 426 422 418 414 410 406 402 398 394


VAL -2.090,74 € -7.370,74 € -6.956,04 € -6.560,74 € -6.183,97 € -5.824,89 € -5.482,68 € -5.156,60 € -4.845,89 € -4.549,87 € -4.267,85 € -3.999,21 € -3.743,33 € -3.499,63 € -3.267,54 € -3.046,53 € -2.836,11 € -2.635,77 € -2.445,05 € -2.263,52 € -2.090,74 €

Cash-Flow -8.118 471 466 462 458 454 450 446 442 438 434 430 426 422 418 414 410 406 402 398 394

TIR (15 anos) -2,47% -94,20% -72,96% -54,32% -40,87% -31,28% -24,30% -19,09% -15,11% -12,00% -9,53% -7,54% -5,91% -4,56% -3,43% -2,47% -1,66% -0,96% -0,36% 0,16% 0,62%

AUTOCONSUMO C/INJEÇÃO BTNC - H5 (CASO BASE)


Ano 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20


(kWh/ano)413,2 410,1 407,0 403,9 400,8 397,7 394,6 391,5 388,4 385,3 382,2 379,1 376,0 372,9 369,8 366,7 363,6 360,5 357,4 354,3 351,2


(kWh/ano)824,7 818,6 812,4 806,2 800,0 793,8 787,6 781,4 775,3 769,1 762,9 756,7 750,5 744,3 738,1 732,0 725,8 719,6 713,4 707,2 701,0


(kWh/ano)117,4 116,5 115,6 114,7 113,8 112,9 112,1 111,2 110,3 109,4 108,5 107,7 106,8 105,9 105,0 104,1 103,3 102,4 101,5 100,6 99,7

E. Autoconsumida H

SVazio (kWh/ano)7,5 7,4 7,4 7,3 7,3 7,2 7,2 7,1 7,0 7,0 6,9 6,9 6,8 6,8 6,7 6,7 6,6 6,5 6,5 6,4 6,4


(kWh/ano)785,3 779,4 773,5 767,6 761,8 755,9 750,0 744,1 738,2 732,3 726,4 720,5 714,6 708,7 702,9 697,0 691,1 685,2 679,3 673,4 667,5


(kWh/ano)1.123,2 1.114,7 1.106,3 1.097,9 1.089,5 1.081,0 1.072,6 1.064,2 1.055,8 1.047,3 1.038,9 1.030,5 1.022,1 1.013,7 1.005,2 996,8 988,4 980,0 971,5 963,1 954,7


(kWh/ano)72,9 72,3 71,8 71,2 70,7 70,1 69,6 69,0 68,5 67,9 67,4 66,9 66,3 65,8 65,2 64,7 64,1 63,6 63,0 62,5 61,9


(kWh/ano)0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0

Valor da energia



anual (€)89 88 88 87 86 86 85 84 84 83 82 82 81 80 80 79 78 78 77 76 76


venda à rede) (€)401 398 395 392 389 386 383 380 377 374 371 368 365 362 359 356 353 350 347 344 341

Proveito (€) c/IVA 401 398 395 392 389 386 383 380 377 374 371 368 365 362 359 356 353 350 347 344 341


Saldo (€) 361 358 355 352 349 346 342 339 336 333 330 327 324 321 318 315 312 309 306 303


VAL -200,32 € -4.255,65 € -3.937,79 € -3.634,73 € -3.345,80 € -3.070,37 € -2.807,81 € -2.557,55 € -2.319,03 € -2.091,72 € -1.875,11 € -1.668,71 € -1.472,06 € -1.284,71 € -1.106,23 € -936,23 € -774,32 € -620,11 € -473,27 € -333,45 € -200,32 €

Cash-Flow -4.773 361 358 355 352 349 346 342 339 336 333 330 327 324 321 318 315 312 309 306 303

TIR (15 anos) 0,84% -92,45% -68,59% -49,08% -35,51% -26,06% -19,32% -14,36% -10,62% -7,74% -5,47% -3,66% -2,20% -0,99% 0,00% 0,84% 1,55% 2,15% 2,66% 3,10% 3,49%

AUTOCONSUMO C/INJEÇÃO BTNC - H6


Ano 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20


(kWh/ano)390,3 387,4 384,5 381,6 378,6 375,7 372,8 369,8 366,9 364,0 361,1 358,1 355,2 352,3 349,3 346,4 343,5 340,6 337,6 334,7 331,8


(kWh/ano)774,7 768,9 763,0 757,2 751,4 745,6 739,8 734,0 728,2 722,4 716,6 710,8 704,9 699,1 693,3 687,5 681,7 675,9 670,1 664,3 658,5


(kWh/ano)97,9 97,2 96,4 95,7 95,0 94,2 93,5 92,8 92,0 91,3 90,6 89,8 89,1 88,4 87,6 86,9 86,2 85,4 84,7 83,9 83,2


(kWh/ano)4,5 4,5 4,4 4,4 4,4 4,3 4,3 4,3 4,2 4,2 4,2 4,1 4,1 4,1 4,0 4,0 4,0 3,9 3,9 3,9 3,8


(kWh/ano)332,2 329,7 327,2 324,7 322,2 319,7 317,2 314,7 312,2 309,8 307,3 304,8 302,3 299,8 297,3 294,8 292,3 289,8 287,3 284,8 282,4


(kWh/ano)399,6 396,6 393,6 390,6 387,6 384,6 381,6 378,6 375,6 372,6 369,6 366,6 363,6 360,6 357,6 354,6 351,6 348,6 345,6 342,6 339,6


(kWh/ano)16,8 16,6 16,5 16,4 16,3 16,1 16,0 15,9 15,8 15,6 15,5 15,4 15,3 15,1 15,0 14,9 14,8 14,6 14,5 14,4 14,3


(kWh/ano)0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0

Valor da energia



anual (€)34 33 33 33 33 32 32 32 32 31 31 31 31 30 30 30 30 29 29 29 29


venda à rede) (€) c/IVA314 312 310 307 305 303 300 298 296 293 291 288 286 284 281 279 277 274 272 270 267

Proveito (€) c/IVA 314 312 310 307 305 303 300 298 296 293 291 288 286 284 281 279 277 274 272 270 267


Saldo (€) 289 287 284 282 280 277 275 273 270 268 266 263 261 259 256 254 251 249 247 244


VAL 759,89 € -2.498,98 € -2.243,98 € -2.000,80 € -1.768,91 € -1.547,80 € -1.336,99 € -1.136,01 € -944,42 € -761,78 € -587,71 € -421,80 € -263,69 € -113,02 € 30,54 € 167,32 € 297,64 € 421,77 € 540,02 € 652,63 € 759,89 €

Cash-Flow -2.877 289 287 284 282 280 277 275 273 270 268 266 263 261 259 256 254 251 249 247 244

TIR (15 anos) 4,87% -89,95% -63,00% -42,59% -28,96% -19,75% -13,31% -8,67% -5,23% -2,61% -0,59% 1,01% 2,29% 3,32% 4,17% 4,87% 5,46% 5,95% 6,36% 6,72% 7,02%

AUTOCONSUMO C/INJEÇÃO BTNC - H7

AC com Injeção BTE H8

Ano 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20


(kWh/ano)15.855,3 15.736,4 15.617,5 15.498,6 15.379,7 15.260,7 15.141,8 15.022,9 14.904,0 14.785,1 14.666,2 14.547,2 14.428,3 14.309,4 14.190,5 14.071,6 13.952,7 13.833,8 13.714,8 13.595,9 13.477,0


(kWh/ano)29.698,6 29.475,9 29.253,2 29.030,4 28.807,7 28.584,9 28.362,2 28.139,5 27.916,7 27.694,0 27.471,2 27.248,5 27.025,8 26.803,0 26.580,3 26.357,5 26.134,8 25.912,1 25.689,3 25.466,6 25.243,8


(kWh/ano)3.346,6 3.321,5 3.296,4 3.271,3 3.246,2 3.221,1 3.196,0 3.170,9 3.145,8 3.120,7 3.095,6 3.070,5 3.045,4 3.020,3 2.995,2 2.970,1 2.945,0 2.919,9 2.894,8 2.869,7 2.844,6


(kWh/ano)137,5 136,5 135,5 134,4 133,4 132,4 131,3 130,3 129,3 128,3 127,2 126,2 125,2 124,1 123,1 122,1 121,0 120,0 119,0 117,9 116,9


(kWh/ano)6.144,2 6.098,1 6.052,0 6.006,0 5.959,9 5.913,8 5.867,7 5.821,6 5.775,6 5.729,5 5.683,4 5.637,3 5.591,2 5.545,1 5.499,1 5.453,0 5.406,9 5.360,8 5.314,7 5.268,7 5.222,6


(kWh/ano)6.055,5 6.010,1 5.964,7 5.919,2 5.873,8 5.828,4 5.783,0 5.737,6 5.692,2 5.646,8 5.601,3 5.555,9 5.510,5 5.465,1 5.419,7 5.374,3 5.328,8 5.283,4 5.238,0 5.192,6 5.147,2


(kWh/ano)144,9 143,8 142,8 141,7 140,6 139,5 138,4 137,3 136,2 135,2 134,1 133,0 131,9 130,8 129,7 128,6 127,5 126,5 125,4 124,3 123,2


(kWh/ano)0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0

Valor da energia

autoconsumida anual (€)7.481 7.425 7.369 7.313 7.257 7.201 7.145 7.089 7.033 6.976 6.920 6.864 6.808 6.752 6.696 6.640 6.584 6.528 6.471 6.415 6.359


anual (€)554 550 546 542 538 534 529 525 521 517 513 509 505 500 496 492 488 484 480 475 471


venda à rede) (€) c/IVA9.884 9.810 9.736 9.662 9.588 9.513 9.439 9.365 9.291 9.217 9.143 9.069 8.995 8.920 8.846 8.772 8.698 8.624 8.550 8.476 8.401

Proveito (€) c/IVA 9.884 9.810 9.736 9.662 9.588 9.513 9.439 9.365 9.291 9.217 9.143 9.069 8.995 8.920 8.846 8.772 8.698 8.624 8.550 8.476 8.401


Saldo (€) 9.218 9.143 9.069 8.995 8.921 8.847 8.773 8.699 8.625 8.550 8.476 8.402 8.328 8.254 8.180 8.106 8.031 7.957 7.883 7.809


VAL 40.686,29 € -63.290,92 € -55.162,44 € -47.409,96 € -40.016,59 € -32.966,16 € -26.243,23 € -19.833,05 € -13.721,49 € -7.895,08 € -2.340,91 € 2.953,34 € 7.999,44 € 12.808,65 € 17.391,73 € 21.758,95 € 25.920,15 € 29.884,72 € 33.661,61 € 37.259,40 € 40.686,29 €

Cash-Flow -74.686 9.218 9.143 9.069 8.995 8.921 8.847 8.773 8.699 8.625 8.550 8.476 8.402 8.328 8.254 8.180 8.106 8.031 7.957 7.883 7.809

TIR (15 anos) 8,15% -87,66% -58,30% -37,28% -23,68% -14,68% -8,51% -4,13% -0,92% 1,49% 3,33% 4,77% 5,90% 6,81% 7,55% 8,15% 8,64% 9,06% 9,40% 9,69% 9,94%

AUTOCONSUMO C/INJEÇÃO BTE - H8 (CASO BASE)

Net-Metering BTN C H11

Ano 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20


(kWh/ano)428,7 425,5 422,3 419,0 415,8 412,6 409,4 406,2 403,0 399,7 396,5 393,3 390,1 386,9 383,7 380,5 377,2 374,0 370,8 367,6 364,4


(kWh/ano)849,2 842,8 836,5 830,1 823,7 817,3 811,0 804,6 798,2 791,9 785,5 779,1 772,8 766,4 760,0 753,7 747,3 740,9 734,6 728,2 721,8


(kWh/ano)131,2 130,2 129,2 128,3 127,3 126,3 125,3 124,3 123,3 122,4 121,4 120,4 119,4 118,4 117,4 116,4 115,5 114,5 113,5 112,5 111,5


(kWh/ano)12,2 12,1 12,0 11,9 11,8 11,7 11,6 11,5 11,5 11,4 11,3 11,2 11,1 11,0 10,9 10,8 10,7 10,6 10,5 10,5 10,4

E. Saldo Energético H Ponta

(kWh/ano) (E. imp. -E. Exp.)435,7 432,4 429,2 425,9 422,6 419,4 416,1 412,8 409,5 406,3 403,0 399,7 396,5 393,2 389,9 386,7 383,4 380,1 376,9 373,6 370,3

E. Saldo Energético H Cheia

(kWh/ano) (E. imp. -E. Exp.)292,2 290,1 287,9 285,7 283,5 281,3 279,1 276,9 274,7 272,5 270,3 268,1 265,9 263,8 261,6 259,4 257,2 255,0 252,8 250,6 248,4

E. Saldo Energético H Vazio

(kWh/ano) (E. imp. -E. Exp.)497,0 493,3 489,5 485,8 482,1 478,4 474,6 470,9 467,2 463,5 459,7 456,0 452,3 448,5 444,8 441,1 437,4 433,6 429,9 426,2 422,5

E. Saldo Energético SVazio

(kWh/ano) (E. imp. -E. Exp.)275,7 273,6 271,6 269,5 267,4 265,4 263,3 261,2 259,2 257,1 255,0 253,0 250,9 248,8 246,8 244,7 242,6 240,6 238,5 236,4 234,3

Valor da energia


Valor da energia em Net-

Metering anual (€)216 215 213 211 210 208 207 205 203 202 200 198 197 195 194 192 190 189 187 185 184

Acerto Anual de Energia em

Saldo (Net-Metering) (€)124 123 122 121 121 120 119 118 117 116 115 114 113 112 111 110 109 108 107 107 106

Proveitos (custos evitados + venda

à rede) (€) c/IVA722 717 711 706 700 695 690 684 679 673 668 663 657 652 646 641 635 630 625 619 614

Proveito (€) c/IVA 722 717 711 706 700 695 690 684 679 673 668 663 657 652 646 641 635 630 625 619 614


Saldo (€) 652 647 641 636 631 625 620 614 609 604 598 593 587 582 576 571 566 560 555 549


VAL 137,02 € -7.202,70 € -6.627,64 € -6.079,33 € -5.556,55 € -5.058,17 € -4.583,07 € -4.130,19 € -3.698,55 € -3.287,16 € -2.895,11 € -2.521,52 € -2.165,56 € -1.826,41 € -1.503,32 € -1.195,54 € -902,38 € -623,17 € -357,27 € -104,07 € 137,02 €

Cash-Flow -8.118 652 647 641 636 631 625 620 614 609 604 598 593 587 582 576 571 566 560 555 549

TIR (15 anos) 1,66% -91,97% -67,47% -47,76% -34,17% -24,77% -18,08% -13,19% -9,51% -6,69% -4,47% -2,70% -1,28% -0,11% 0,86% 1,66% 2,34% 2,92% 3,41% 3,84% 4,20%

NET-METERING BTN C - H11 (CASO BASE)

Net-Metering BTN C H12

Ano 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20


(kWh/ano)409,2 406,1 403,0 400,0 396,9 393,8 390,8 387,7 384,6 381,6 378,5 375,4 372,3 369,3 366,2 363,1 360,1 357,0 353,9 350,9 347,8


(kWh/ano)817,7 811,5 805,4 799,3 793,2 787,0 780,9 774,8 768,6 762,5 756,4 750,2 744,1 738,0 731,8 725,7 719,6 713,4 707,3 701,2 695,0


(kWh/ano)113,8 113,0 112,1 111,3 110,4 109,5 108,7 107,8 107,0 106,1 105,3 104,4 103,6 102,7 101,9 101,0 100,2 99,3 98,4 97,6 96,7


(kWh/ano)6,7 6,7 6,6 6,6 6,5 6,5 6,4 6,4 6,3 6,3 6,2 6,2 6,1 6,1 6,0 6,0 5,9 5,9 5,8 5,8 5,7

E. Saldo Energético H Ponta

(kWh/ano) (E. imp. -E. Exp.)408,1 405,1 402,0 398,9 395,9 392,8 389,8 386,7 383,6 380,6 377,5 374,4 371,4 368,3 365,3 362,2 359,1 356,1 353,0 350,0 346,9

E. Saldo Energético H Cheia

(kWh/ano) (E. imp. -E. Exp.)285,8 283,6 281,5 279,3 277,2 275,1 272,9 270,8 268,6 266,5 264,3 262,2 260,1 257,9 255,8 253,6 251,5 249,3 247,2 245,1 242,9

E. Saldo Energético H Vazio

(kWh/ano) (E. imp. -E. Exp.)429,4 426,2 423,0 419,8 416,6 413,3 410,1 406,9 403,7 400,4 397,2 394,0 390,8 387,6 384,3 381,1 377,9 374,7 371,5 368,2 365,0

E. Saldo Energético SVazio

(kWh/ano) (E. imp. -E. Exp.)249,6 247,8 245,9 244,0 242,2 240,3 238,4 236,5 234,7 232,8 230,9 229,0 227,2 225,3 223,4 221,6 219,7 217,8 215,9 214,1 212,2

Valor da energia


Valor da energia em Net-

Metering anual (€)200 199 197 196 194 193 191 190 188 187 185 184 182 181 179 178 176 175 173 172 170

Acerto Anual de Energia em

Saldo (Net-Metering) (€)13 13 13 13 12 12 12 12 12 12 12 12 12 12 11 11 11 11 11 11 11

Proveitos (custos evitados + venda

à rede) (€) c/IVA551 547 543 539 534 530 526 522 518 514 510 506 501 497 493 489 485 481 477 472 468

Proveito (€) c/IVA 551 547 543 539 534 530 526 522 518 514 510 506 501 497 493 489 485 481 477 472 468


Saldo (€) 513 509 505 500 496 492 488 484 480 476 471 467 463 459 455 451 447 443 438 434


VAL 2.134,26 € -3.649,66 € -3.197,44 € -2.766,14 € -2.354,83 € -1.962,60 € -1.588,60 € -1.232,01 € -892,03 € -567,92 € -258,96 € 35,53 € 316,22 € 583,73 € 838,65 € 1.081,56 € 1.313,01 € 1.533,51 € 1.743,58 € 1.943,67 € 2.134,26 €

Cash-Flow -4.289 513 509 505 500 496 492 488 484 480 476 471 467 463 459 455 451 447 443 438 434

TIR (15 anos) 7,62% -88,04% -59,07% -38,13% -24,53% -15,50% -9,28% -4,86% -1,61% 0,83% 2,70% 4,16% 5,32% 6,25% 7,00% 7,62% 8,13% 8,55% 8,91% 9,21% 9,46%

10,00 1,00 1,00 1,00 1,00 1,00 1,00 1,00 1,00 1,00 1,00 1,00 1,00 1,00 1,00 1,00 1,00 1,00 1,00 1,00 1,00

NET-METERING BTE - H13 (CASO BASE)

NET-METERING BTN C - H12

Net-Metering BTE H13

Ano 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20

E. Autoconsumida H

Ponta (kWh/ano)15.855,3 15.736,4 15.617,5 15.498,6 15.379,7 15.260,7 15.141,8 15.022,9 14.904,0 14.785,1 14.666,2 14.547,2 14.428,3 14.309,4 14.190,5 14.071,6 13.952,7 13.833,8 13.714,8 13.595,9 13.477,0

E. Autoconsumida H

Cheia (kWh/ano)29.698,6 29.475,9 29.253,2 29.030,4 28.807,7 28.584,9 28.362,2 28.139,5 27.916,7 27.694,0 27.471,2 27.248,5 27.025,8 26.803,0 26.580,3 26.357,5 26.134,8 25.912,1 25.689,3 25.466,6 25.243,8

E. Autoconsumida H

Vazio (kWh/ano)3.346,6 3.321,5 3.296,4 3.271,3 3.246,2 3.221,1 3.196,0 3.170,9 3.145,8 3.120,7 3.095,6 3.070,5 3.045,4 3.020,3 2.995,2 2.970,1 2.945,0 2.919,9 2.894,8 2.869,7 2.844,6

E. Autoconsumida H

SVazio (kWh/ano)137,5 136,5 135,5 134,4 133,4 132,4 131,3 130,3 129,3 128,3 127,2 126,2 125,2 124,1 123,1 122,1 121,0 120,0 119,0 117,9 116,9

E. Saldo Energético H

Ponta (kWh/ano)5.569,6 5.527,8 5.486,0 5.444,3 5.402,5 5.360,7 5.319,0 5.277,2 5.235,4 5.193,6 5.151,9 5.110,1 5.068,3 5.026,6 4.984,8 4.943,0 4.901,2 4.859,5 4.817,7 4.775,9 4.734,2


Cheia (kWh/ano)3.179,9 3.156,1 3.132,2 3.108,4 3.084,5 3.060,7 3.036,8 3.013,0 2.989,1 2.965,3 2.941,4 2.917,6 2.893,7 2.869,9 2.846,0 2.822,2 2.798,3 2.774,5 2.750,6 2.726,8 2.702,9


Vazio (kWh/ano)2.479,1 2.460,5 2.441,9 2.423,3 2.404,7 2.386,1 2.367,5 2.348,9 2.330,3 2.311,7 2.293,1 2.274,5 2.256,0 2.237,4 2.218,8 2.200,2 2.181,6 2.163,0 2.144,4 2.125,8 2.107,2

E. Saldo Energético

SVazio (kWh/ano)1.116,0 1.107,7 1.099,3 1.090,9 1.082,6 1.074,2 1.065,8 1.057,5 1.049,1 1.040,7 1.032,3 1.024,0 1.015,6 1.007,2 998,9 990,5 982,1 973,8 965,4 957,0 948,6

Valor da energia

autoconsumida anual

(€)

7.481 7.425 7.369 7.313 7.257 7.201 7.145 7.089 7.033 6.976 6.920 6.864 6.808 6.752 6.696 6.640 6.584 6.528 6.471 6.415 6.359

Valor da energia em

Net-Metering anual (€)1.908 1.894 1.880 1.866 1.851 1.837 1.823 1.808 1.794 1.780 1.765 1.751 1.737 1.722 1.708 1.694 1.679 1.665 1.651 1.637 1.622

Acerto Anual de

Energia em Saldo (Net-

Metering) (€)

0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

Proveitos (custos

evitados + venda à rede)

(€) c/IVA

11.550 11.463 11.376 11.290 11.203 11.116 11.030 10.943 10.857 10.770 10.683 10.597 10.510 10.423 10.337 10.250 10.164 10.077 9.990 9.904 9.817

Proveito (€) c/IVA 11.550 11.463 11.376 11.290 11.203 11.116 11.030 10.943 10.857 10.770 10.683 10.597 10.510 10.423 10.337 10.250 10.164 10.077 9.990 9.904 9.817

Operação e Manutenção

(€)592 592 592 592 592 592 592 592 592 592 592 592 592 592 592 592 592 592 592 592

Saldo (€) 10.734 10.648 10.561 10.474 10.388 10.301 10.215 10.128 10.041 9.955 9.868 9.781 9.695 9.608 9.522 9.435 9.348 9.262 9.175 9.089


VAL 59.166,71 € -61.888,59 € -52.422,83 € -43.395,18 € -34.785,94 € -26.576,28 € -18.748,21 € -11.284,51 € -4.168,73 € 2.614,84 € 9.081,24 € 15.244,83 € 21.119,33 € 26.717,87 € 32.052,99 € 37.136,65 € 41.980,33 € 46.594,95 € 50.990,96 € 55.178,37 € 59.166,71 €

Cash-Flow -74.686 10.734 10.648 10.561 10.474 10.388 10.301 10.215 10.128 10.041 9.955 9.868 9.781 9.695 9.608 9.522 9.435 9.348 9.262 9.175 9.089

TIR (15 anos) 10,83% -85,63% -54,38% -32,93% -19,40% -10,60% -4,64% -0,46% 2,56% 4,80% 6,50% 7,81% 8,84% 9,65% 10,30% 10,83% 11,26% 11,61% 11,90% 12,15% 12,35%

8,00 1,00 1,00 1,00 1,00 1,00 1,00 1,00 1,00 1,00 1,00 1,00 1,00 1,00 1,00 1,00 1,00 1,00 1,00 1,00 1,00

NET-METERING BTE - H13 (CASO BASE)

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