Hibridização de centrais a diesel, através de centrais fotovoltaicas, no Continente Africano

Faculdade de Engenharia da Universidade do Porto Hibridização de Centrais a Diesel, Através de Centrais Fotovoltaicas, no Continente Africano José Miguel Silvestre Lopes VERSÃO FINAL Dissertação realizada no âmbito do Mestrado Integrado em Engenharia Electrotécnica e de Computadores Major Energia Orientador: Professor Doutor Hélder Filipe Duarte Leite Co-orientador: Engenheiro Pedro Jorge Carvalho Domingues Porto, Junho de 2014 ii © José Miguel Silvestre Lopes, 2014 iii iv v Resumo Tendo em conta a atual situação global e a crescente preocupação relativamente à redução de emissões poluentes e implementação de políticas de desenvolvimento sustentável, o desenvolvimento deste tema terá como objetivo primordial estudar um aumento da eficiência das centrais a diesel a operar no continente africano, a par de uma redução das emissões poluentes. Em primeiro lugar é necessário estudar a região da instalação, localização, rede elétrica, acessos e potencial de recursos renováveis. O segundo passo consiste em analisar as necessidades energéticas da população a alimentar e respetivo diagrama de cargas. Uma vez obtido o diagrama de cargas, é possível proceder ao dimensionamento das unidades geradoras diesel, tendo em conta que estas devem ser dimensionadas de modo a que a sua potência seja superior à potência de pico consumida nas horas de maior consumo, satisfazendo as necessidades energéticas caso a instalação fotovoltaica, a abordar, não se encontre a produzir. É sempre aconselhável salvaguardar o aumento do consumo no futuro. Após dimensionamento da central diesel, será também dimensionada a central fotovoltaica inerente à hibridização pretendida e estudada a sua integração no sistema. Relativamente ao sistema de armazenamento de energia, inicialmente serão analisadas as diferentes tecnologias existentes e possibilidades de integração das mesmas. Posteriormente, será dimensionado o banco de baterias de acordo com as especificações pretendidas. Serão analisados diferentes cenários, sendo eles:  Central a Diesel;  Central a Diesel em conjunto com Central Fotovoltaica;  Central a Diesel com Central Fotovoltaica e Sistema de Baterias. No final, será realizado um balanço técnico e económico, de modo a concluir qual a opção mais vantajosa, analisando diferentes capacidades fotovoltaicas instaladas e integração do banco de baterias. Palavras-chave: aumento eficiência das centrais a diesel, necessidades energéticas, geradores diesel, central fotovoltaica, sistema de armazenamento de energia, balanço técnico e económico. vi vii Abstract Considering the current global situation and growing concern regarding the reduction of pollutant emissions and implementation of sustainable development policies, the development of this theme will have as main objective the studying of the efficiency enhancement of diesel gensets, operating in the African continent, as well as the reduction of pollutant emissions. Firstly a comprehensive study concerning the region of the installation and its location, its power grid, its accesses and renewable resources potential was made. In a second stage, the energetic needs and load diagram of the population were analyzed. Once the load diagram is obtained it is possible to proceed to the sizing of the diesel gensets, considering that this units must be dimensioned in a way that their power is superior to the peak power consumed by the population during the hours of bigger energetic consumption, satisfying the energetic needs in case of failure from de photovoltaic central to address. It is always advised to safeguard the future increase in consumption. Following the sizing of diesel gensets, the photovoltaic component of the desired hybridization was also sized and studied its integration in the system. For what concerns the storage component, initially the different technologies were analyzed as well as the possible ways of integration in hybridizations. Afterwards, the storage component will be sized accordingly to the required specifications. Various scenarios were analyzed:  Diesel gensets;  Diesel gensets and photovoltaic component;  Diesel gensets, photovoltaic component and storage system. In the end, a technical and economic analyses were made, in order to conclude which was the most advantageous option, considering different photovoltaic capacities and integration of the storage system. Key-Words: efficiency enhancement of the diesel gensets, photovoltaic component, storage system, technical and economic analyses. viii ix Agradecimentos Ao meu orientador, Professor Doutor Hélder Leite, expresso o meu agradecimento pelo apoio, incentivo e orientação ao longo deste trabalho, pelos conselhos e pelos conhecimentos transmitidos. À empresa acolhedora, EFACEC – Engenharia e Sistemas SA e ao Eng. Pedro Domingues pela oportunidade concedida, pelo apoio e orientações. Aos colaboradores da EFACEC Engª Alexandra Mendes, Alexandra Oliveira, Eng. António Maia, Eng. Filipe Viana, Eng. Ivo Gomes, Drª. Liliana Moreira, Eng. Pedro Landolt e Eng. Pedro Rodrigues, pelas orientações, por toda a disponibilidade, pelo apoio e acompanhamento prestado, bem como prontidão na cedência da documentação necessária à realização deste trabalho. Aos meus pais e irmã, desejo expressar o meu profundo agradecimento pelo apoio incondicional, paciência, força e motivação que prestaram sobretudo nesta etapa, mas também ao longo de toda a minha vida. À minha família que sempre esteve presente e encorajou, em especial à minha Madrinha, sem a qual não teria sido possível a realização deste trabalho. À minha namorada por toda a paciência, compreensão e apoio. Por último, aos meus amigos e colegas, que sempre me apoiaram e incentivaram o desenvolvimento do trabalho, pelo companheirismo e amizade. A todos os que me ajudaram de alguma forma, o meu sincero obrigado. xvi xvii Abreviaturas e Símbolos AEP Produção de energia anual (annual energy production) BIPV Building Integrated Photovoltaics CA Corrente alternada CAPEX Custo capital (capital cost) CC Corrente contínua COE Custo da energia (cost of energy) DOD Profundidade de descarga (Depth of discharge of the battery) expresso em % FF Fator de Forma FV Fotovoltaico O&M Operação e manutenção OPEX Custo de operação e manutenção (Operation Expenditure) SCADA Sistema de Supervisão e Aquisição de Dados (Supervisory Control and Data Acquisition) SAPP Southern African Power Pool SOC Estado de carga das baterias (State of Charge of the batteries) expresso em percentagem da carga nominal das mesmas (% of CN) TIR Taxa Interna de Rentabilidade VAL Valor Atual Líquido xviii 1 Capítulo 1 – Introdução 1.1 – Motivação A energia elétrica é essencial para a humanidade, independentemente de quem se trata ou onde se encontra, especialmente neste último século em que as pessoas ambicionam uma melhor qualidade de vida. Contudo, um terço da população mundial encontra-se em países que não têm disponível acesso à eletricidade. É então necessário fornecer energia de modo a satisfazer as necessidades existentes, abrangendo as regiões remotas, locais em que se torna complicado estender a rede elétrica, devido a condicionantes geográficas e económicas. Os geradores diesel são uma fonte de backup de energia a considerar devido à facilidade de transporte, instalação e remoção, bem como à maturidade da tecnologia e dos fornecedores de confiança. No entanto, na última década os preços dos combustíveis aumentaram consideravelmente (mais de 300% entre 2002 - 25€/barrile 2012 – 85€/barril), o que influencia diretamente o custo de geração de energia, além de constituírem uma grande fonte de poluição [1, 2]. Adicionalmente, é também necessário ter em consideração a diminuição da dependência relativamente aos combustíveis fósseis, bem como a redução das emissões de CO2, através da utilização de fontes de energia renováveis [1]. Em 2009, as estimativas das Nações Unidas demonstravam que a maior parte das zonas de África eram escassamente povoadas e que perto de 60% das pessoas viviam em zonas não urbanas. Este facto, em conjunto com o baixo consumo de energia per capita e a elevada taxa de zonas rurais não eletrificadas, cria uma boa oportunidade para um desenvolvimento sustentável da energia, baseado em fontes de energia renováveis descentralizadas [3]. Devido à reduzida dimensão da rede elétrica e até inexistência em algumas zonas, adquire importância a criação de uma rede isolada por parte dos sistemas geradores de energia. A justificação para esse facto deve-se ao investimento demasiado avultado em linhas elétricas que seria necessário realizar para conseguir eletrificar as populações existentes, bem como os custos de manutenção, acarretando também perdas na rede. Estes fatores tornam inviável o investimento na extensão da rede elétrica. Assim, a opção pelas redes isoladas permite o 2 Introdução desenvolvimento social, educacional e económico das povoações de forma mais rápida e eficaz [4]. Neste contexto, torna-se evidente a necessidade de optar por produção de energia através de fontes renováveis, uma vez que uma central diesel tem uma elevada pegada ecológica e custos de O&M. As hibridizações conseguem uma importante redução dos custos inerentes à produção de eletricidade, a par de uma importante redução da pegada ecológica do sistema [1, 5, 6]. 1.1.1 - Sistemas Híbridos Por definição, um sistema híbrido de geração de energia é um sistema combinado de duas ou mais fontes de energia, operadas em conjunto e que pode incluir uma unidade de armazenamento. Estes sistemas podem ser ligados à rede elétrica, ou funcionar em modo isolado (off-grid) [7]. Um sistema híbrido, Diesel mais Fotovoltaico, acrescenta diversas vantagens, das quais se destacam a redução de consumos de combustível, menor ruído de funcionamento e menores custos de operação e manutenção. Face a um sistema puramente diesel, um sistema híbrido é capaz de se adaptar mais facilmente a um aumento do consumo de energia (aumentando o tempo/ regime de funcionamento do motor diesel), providenciando um fornecimento de energia mais fiável [8]. 1.1.1.1 - Potencial Elétrico Fotovoltaico Algumas tecnologias de produção de energia através de fontes renováveis são consideravelmente mais produtivas em África do que na Europa, apesar de neste último continente as energias renováveis estarem fortemente presentes no balanço energético nacional. Dando como exemplo o painel fotovoltaico, é interessante observar que este pode ser capaz de produzir, em média, o dobro da eletricidade em determinadas zonas de África, relativamente à Europa Central (Figura 1.1-Quanto mais avermelhada a zona, maior o potencial elétrico fotovoltaico). Contudo, é necessário um estudo adequado de modo a decidir qual a melhor tecnologia a aplicar no âmbito do tema desta dissertação, tendo por objetivo um melhor rendimento da central, uma vez que o tipo de sistema híbrido e sua configuração depende essencialmente da disponibilidade de recursos renováveis, existente na localização em questão [3, 9, 10]. Motivação 3 Figura 1.1 - Potencial Elétrico Fotovoltaico pelo software PVGIS 1.1.1.2 - Custo do Combustível Um fator determinante no continente africano é o custo do combustível. Como referência, considerando um investimento numa central Diesel, em média, as unidades geradoras representam apenas cerca de 10% do investimento a 20 anos, estando os restantes 90% associados ao combustível. De mencionar também que os custos de transporte para países africanos são na ordem do dobro da média mundial [9]. O custo do combustível aumenta quanto mais remota for a região, devido às dificuldades inerentes ao abastecimento destas zonas, consequência de uma estrutura rodoviária pouco desenvolvida, sendo que em algumas zonas é mesmo necessário proceder ao abastecimento através de helicóptero, devido à inexistência de estradas (conforme estudo demonstrado na Figura 1.2-Produção mais dispendiosa nas zonas mais claras), tornando evidente o maior 4 Introdução interesse em hibridizações por parte destas zonas mais isoladas [9]. No entanto, para combater este fator, a maioria dos governos de países em desenvolvimento subsidia a energia em meios rurais, o que tem um impacto direto no desenvolvimento destas regiões [11]. Figura 1.2 – Custo de Produção de 1 kWh de Eletricidade através de um Gerador Diesel [9] 1.1.1.3 - Interesse em Sistemas Híbridos Desta forma e a par da redução dos preços na área fotovoltaica, os sistemas híbridos (diesel e fotovoltaico) de produção de energia tornam-se cada vez mais competitivos, uma vez que diminuem a dependência relativamente à volatilidade dos preços do petróleo, ao abastecimento e importação deste recurso, traduzindo-se numa importante redução dos custos de operação aliados a uma cada vez mais necessária redução da pegada ecológica [7]. Como exemplo, em alguns países do continente africano, tais como a Nigéria e Egipto, os subsídios de gasóleo têm sido retirados, originando uma subida até 25% do preço da eletricidade [3]. A comparação de opções diesel e fotovoltaicas está presente no mapa da Figura 1.3 (2011), em que as zonas a azul representam as regiões em que o diesel é a opção mais conveniente, enquanto as regiões em que o fotovoltaico é mais adequado estão assinaladas pelas áreas da escala de cor amarela até vermelha. Através deste mapa é evidente a relevante influência dos preços dos combustíveis, bem como os subsídios ou políticas de taxação [9]. Também países Motivação 5 produtores de petróleo (Angola, entre outros) possuem por este motivo preços muito mais competitivos para esses sistemas. Figura 1.3 – Comparação entre o Custo da Eletricidade Gerada por Fotovoltaico e por Gerador Diesel [9] 1.1.1.4 - Sistema Diesel e Fotovoltaico versus Extensão da Rede Elétrica No planeamento do aumento das linhas em cidades nas quais a rede já exista, o custo da conexão pode começar nos 140€/m. Por outro lado, em zonas que a rede seja inexistente, a construção e conexão excede os 1.050€/m e o custo da extensão por m pode ser dez vezes superior aos valores supracitados [3]. Relativamente à rede elétrica nos 48 países do Sub-Sahara Africano, o Fundo Monetário Internacional reportou que 30 desses países sofreram falhas críticas de energia nos últimos anos. Apesar de novas políticas de suporte energético, de modo a manter os preços da eletricidade acessíveis à população com menores rendimentos, permanecem ainda 550 milhões de pessoas (valor correspondente a perto de 75% da população) sem acesso a eletricidade [3]. 6 Introdução Figura 1.4 - Acesso a Eletricidade em países pertencentes ao SAPP e Uganda [11, 12]. No sentido de minimizar os constrangimentos supra referidos poder-se-ia comparar a opção fotovoltaica e diesel, para sistemas off-grid de eletrificação rural, com a possibilidade de extensão da rede elétrica. No entanto, os custos de eletricidade, uma vez considerada a extensão da rede elétrica, são determinados pela densidade da carga, pelo número de ligações à rede, pelo comprimento da linha, entre outros fatores. Para a maior parte das regiões rurais do Sub-Sahara Africano, esta informação não se encontra ainda disponível de forma regular. Assim, foram considerados preços de referência de eletricidade entregue por sistemas offgrid ou pela rede. Na Figura 1.5, o preço de referência de eletricidade foi de 0,30 €/kWh. As zonas a amarelo indicam as regiões em que a opção fotovoltaica é a mais competitiva, enquanto as áreas a vermelho escuro evidenciam as zonas em que os geradores diesel são as opções competitivas. As regiões a vermelho são as zonas em que tanto a solução fotovoltaica como diesel são opções mais económicas. As regiões a laranja representam as zonas em que a extensão da rede elétrica é economicamente viável. Por contraste, as zonas a azul indicam as regiões em que, dependendo do custo da extensão da rede, as outras opções para eletrificação rural podem ser viáveis, apesar da proximidade da rede elétrica existente. Por último, as zonas a verde representam o território em que o custo de eletricidade produzida tanto por fotovoltaica como diesel é superior ao custo limite da eletricidade e a rede se encontra demasiado longe ao ponto de não se considerar viável a sua extensão. Nestes casos, a análise deveria estender-se a outras opções de produção de energia, não abordadas nesta dissertação, tais como biomassa e turbinas eólicas. Ênfase 7 Figura 1.5 – Distribuição de fotovoltaica, Diesel e Extensão da Rede Elétrica, para fornecimento de eletricidade, comparando com a vontade de pagar 0,3 €/kWh [9] 1.2 - Ênfase A otimização do dimensionamento de diferentes componentes que fazem parte do sistema híbrido é um assunto de extrema importância e será considerado na projeção deste sistema que por ser o objeto do presente estudo será desenvolvido no Capítulo 4. A maximização da utilização do recurso renovável é prioritária e a minimização dos custos associados à geração de energia e emissões poluentes são os objetivos essenciais desta otimização [10]. 14 Caracterização Sistemas Híbridos 2.3.1 - Caraterização Um módulo ou painel fotovoltaico consiste num número de células solares ligadas eletricamente, em série mas também em paralelo, encapsuladas e montadas numa estrutura. A um conjunto de módulos, ligados em série e/ou paralelo chama-se “array” ou gerador fotovoltaico. Um painel fotovoltaico típico é formado por 36 ou 72 células em série, em que uma célula típica de 100cm2 pode produzir 1,7W. Figura 2.5 – Arranjo Unidades Ativas Fotovoltaicas [13] 2.3.2 - Sombreamento No dimensionamento da central, é de extrema importância assegurar um correto distanciamento entre os painéis, de modo a evitar a ocorrência de sombreamento entre eles. Através da Figura 2.6, a seguir apresentada, é possível observar o efeito do sombreamento de módulos em série numa ou mais strings. No caso de sombreamento de módulos de várias strings dá-se uma conservação do mesmo valor de intensidade de corrente elétrica e verificase um decréscimo do nível de tensão da string. Figura 2.6 - Sombreamento de Módulos em Série, numa String [13] Componente Fotovoltaica 15 A Figura 2.7 evidencia os efeitos do sombreamento de módulos em strings paralelas. Conforme aumenta o número de módulos sombreados nas strings paralelas, ocorre uma redução da intensidade de corrente elétrica e uma manutenção do nível de tensão. Figura 2.7 - Sombreamento de Módulos em Strings Paralelas [13] De modo a reduzir o efeito do sombreamento nos módulos, são utilizados díodos de passo (aplicados no interior do módulo, tipicamente entre cada 12 células e/ou nos terminais do módulo), em que no caso de sombreamento, a corrente da string diminui e o módulo passa a funcionar como uma carga (aumentando o valor da sua resistência interna). Devido à sua resistência interna inferior à do painel, a corrente passa a circular através do mesmo, sendo efetuado um shunt à célula. No entanto, o sombreamento de módulos em série numa string provoca uma diminuição da tensão dessa string, o que faz com que a mesma passe a comportar-se como uma carga (absorvendo parte da corrente gerada pelas restantes). De modo a evitar este efeito, são utilizados díodos de bloqueio, os quais inativam a string do paralelo que sofreu sombreamento [13]. 16 Caracterização Sistemas Híbridos 2.3.3 - Distanciamento entre Painéis Figura 2.8 - Distanciamento entre Painéis [14] Na Figura 2.8 a distância entre fileiras d depende da largura do painel b, da inclinação do painel β e do valor mínimo de altura solar tolerável no sombreamento 𝛾 [14]. A distância entre fileiras é calculada através da seguinte expressão: 𝑑 =𝑏×𝑠𝑒𝑛(180º−𝛽−𝛾) 𝑠𝑒𝑛 𝛾 [𝑚] (1) Para uma minimização das perdas por sombreamento, considera-se: 𝑑 =3,5 × ℎ (𝑎𝑙𝑡𝑢𝑟𝑎 𝑑𝑜 𝑝𝑎𝑖𝑛é𝑙,𝑐𝑜𝑛𝑓𝑜𝑟𝑚𝑒 Figura 2.8)[𝑚] (2) Para uma otimização da área, utiliza-se: 𝐷 =2,25× 𝑙𝑎𝑟𝑔𝑢𝑟𝑎 𝑑𝑜 𝑚ó𝑑𝑢𝑙𝑜 𝑏 [m] (3) De referir que por vezes a limitação do espaço existente ou características dos locais da instalação fotovoltaica resultam em situações nas quais estas distâncias não são cumpridas. 2.3.4 - Célula Fotovoltaica Nesta secção será caraterizada a célula fotovoltaica e explicada a importância dos diferentes parâmetros da mesma. Componente Fotovoltaica 17 2.3.4.1 - Modelo Matemático da Célula Fotovoltaica De modo a analisar o comportamento de um sistema elétrico de energia, é necessário recorrer aos modelos matemáticos dos componentes constituintes do sistema. Uma célula fotovoltaica pode ser descrita pelo circuito elétrico equivalente, o qual se encontra representado na Figura 2.9. Figura 2.9 - Circuito Elétrico Equivalente de uma Célula fotovoltaica a Alimentar uma Carga [13] A fonte de corrente 𝐼𝐿 representa a corrente elétrica gerada pelo feixe de radiação luminosa e o díodo é atravessado por uma corrente interna unidirecional 𝐼𝐷, a qual depende da tensão V dos terminais da célula. A corrente 𝐼𝐷 é calculada a partir da seguinte equação: 𝐼𝐷=𝐼0×(𝑒 𝑉 𝑚×𝑉𝑡−1) [A] (4) Em que:  𝐼0 – É a corrente inversa máxima de saturação do díodo;  𝑉 – É a tensão nos terminais da célula;  𝑚 – É o fator de idealidade do díodo (𝑚𝑖𝑑𝑒𝑎𝑙 =1) e varia entre 1 para tensões altas e 2 para tensões baixas;  𝑉𝑡 – É o potencial térmico, calculado através da seguinte equação: 𝑉𝑡=𝑘×𝑇 𝑞[𝑉] (5)  𝑘 – É a constante de Boltzman;  𝑇 – É a temperatura da célula (ºK);  𝑞 – É a carga elétrica do eletrão (𝑞 =1,6×10−19𝐶). A corrente 𝐼 é obtida através da seguinte equação: 𝐼 =𝐼𝐿−𝐼𝐷=𝐼𝐿−𝐼0×(𝑒 𝑉 𝑚×𝑉𝑡−1)[A] (6) 18 Caracterização Sistemas Híbridos 2.3.4.2 - Corrente de Curto-Circuito e Tensão em Circuito Aberto É necessário analisar o comportamento da célula em caso de curto-circuito, bem como em circuito aberto. Quando se trata de curto-circuito: 𝑉 =0; 𝐼𝐷=0;𝐼 = 𝐼𝑆=𝐼𝑐𝑐 (7) A corrente de curto-circuito 𝐼𝑐𝑐 representa o valor máximo da corrente de carga, igual à corrente gerada pelo efeito fotovoltaico. Este valor é uma grandeza característica da célula e disponibilizado pelo fabricante. Em circuito aberto, tem-se: 𝐼 =0; 𝑉𝑐𝑎 =𝑚×𝑉𝑡×𝐼𝑛(1+𝐼𝑠 𝐼0)[V] (8) A tensão em circuito aberto é o valor máximo da tensão nos terminais da célula. 2.3.4.3 - Radiação Incidente A radiação disponível à superfície terrestre é constituída por três componentes [15]:  Direta – A radiação que surge diretamente do disco solar;  Difusa – Radiação proveniente de todo o céu, exceto do disco solar (por norma é afetada pelas nuvens);  Refletida – Radiação proveniente da reflexão, no chão e objetos circundantes. A radiação solar que chega à Terra depende do dia do ano e é obtida através da seguinte expressão: 𝐼0=𝐼𝑆𝐶 [1+0,033 𝑐𝑜𝑠(360 𝑛 365 )] [𝑊/𝑚2] (9) Em que:  𝐼𝑆𝐶 – Constante solar (1353 𝑊/𝑚2);  𝑛 – dia do ano. Componente Fotovoltaica 19 2.3.4.4 - Perdas no Processo de Conversão Da energia solar irradiada podemos encontrar as seguintes perdas no processo de conversão de energia através de um painel fotovoltaico:  ±3,0% - Reflexão e sombreamento dos contatos frontais;  ±23,0% – Insuficiente energia do fotão na radiação de onda longa;  ±32,0% - Excedente de energia do fotão na radiação de onda curta;  ±8,5% - Recombinação;  ±20,0% - Gradiente elétrico numa célula, especialmente na região da barreira de potencial;  ±0,5% - Resistência em série (perdas térmica da condução elétrica) Desta forma, pode-se concluir que apenas 13% é energia elétrica utilizável. Contudo, existem diferentes tecnologias e processos de fabrico de módulos fotovoltaicos que afetam estas percentagens, sendo possível encontrar no mercado módulos fotovoltaicos com eficiências desde 4% a 12% (tecnologias de película fina) até 13% a 20% (tecnologias de silício cristalino) 2.3.4.5 - Grandezas Características da Célula A Figura 2.10 representa a caraterística I-V da célula fotovoltaica para as condições de referência std. A análise desta curva é fundamental para a caraterização do módulo fotovoltaico uma vez que permite obter os principais parâmetros que determinam a sua qualidade e desempenho. Figura 2.10 - Curva Caraterística do Módulo [13] 20 Caracterização Sistemas Híbridos Em que:  𝐼𝑆𝐶-Corrente de curto-circuito;  𝑉𝐶𝑂-Tensão de circuito aberto;  𝑃𝑚á𝑥-Potência máxima –máx (UxI);  𝐼𝑝𝑚á𝑥-Corrente correspondente à 𝑃𝑚á𝑥;  𝑉𝑝𝑚á𝑥-Tensão correspondente à 𝑃𝑚á𝑥;  FF-Fator de forma; 𝐹𝐹 =𝑃𝑚á𝑥 𝑉𝑂𝐶 ×𝐼𝑆𝐶 (10)  𝜂-rendimento. 𝜂 = 𝑃𝑜𝑢𝑡 𝑃𝑖𝑟𝑟𝑎𝑑𝑖â𝑛𝑐𝑖𝑎 ×𝐴𝑐é𝑙𝑢𝑙𝑎 (11) O FF representa a aproximação da representação da curva I-V a um retângulo e quanto mais elevada for a qualidade das células, mais próxima da forma retangular será a curva, podendo esta ser utilizada para qualificar as células. O FF tem um valor tipicamente entre 0,7 e 0,8 para células de silício. Por sua vez, o rendimento é descrito como a relação entre o ponto de potência máxima da célula e a potência de radiação incidente sobre a célula. 2.3.4.6 - Efeito da Temperatura A temperatura ambiente é um parâmetro importante, uma vez que temperaturas elevadas originam perda de rendimento das células. Também uma parte da incidência solar absorvida não é convertida em energia elétrica mas sim dissipada na forma de calor, fazendo com que a temperatura da célula seja superior à temperatura ambiente. Figura 2.11 - Efeito da Variação da Temperatura [16] Componente Fotovoltaica 21 Através da análise da Figura 2.11, é possível verificar que o valor da tensão em circuito aberto varia inversamente em relação ao aumento da temperatura, enquanto que por sua vez a corrente de curto-circuito aumenta face a um aumento da temperatura. Conforme se pode verificar através das folhas de características presentes nas referências [17] e [18], diferentes tecnologias possuem diferentes valores. 2.3.4.7 - Efeito da Radiação A partir da observação da Figura 2.12, é possível concluir que a potência de saída aumenta com o aumento da radiação incidente. A corrente de curto-circuito aumenta de forma aproximadamente linear através do aumento da radiação incidente, enquanto que a tensão em circuito aberto varia de forma reduzida em relação à variação da radiação. Figura 2.12 - Efeito da Variação da Radiação Solar [16] 2.3.4.8 - Tecnologias Fotovoltaicas A indústria fotovoltaica é extremamente dinâmica e inovadora, no entanto as diferentes tecnologias podem ser englobadas em quatro grandes grupos, conforme se pode observar através da Figura 2.13. 22 Caracterização Sistemas Híbridos Figura 2.13 - Tecnologias Fotovoltaicas A relativa elevada eficiência, comparando com os seus custos e fiabilidade, torna a tecnologia C-Si a dominante neste setor. Apesar da tecnologia C-Si permanecer a mais utilizada, espera-se que a de filme fino aumente a sua quota de mercado para cerca de 20-25% até 2015 (Figura 2.14). Estima-se também que a tecnologia solar de concentração aumente o seu mercado rapidamente, mas mantendo uma quota reduzida [dados obtidos no âmbito da dissertação]. Figura 2.14 - Estimativa Esperada da Segmentação da Capacidade Anual Instalada na Europa Componente Fotovoltaica 23 2.3.5 - Tipos de Aplicações Fotovoltaicas Figura 2.15 - Tipos de Aplicações Fotovoltaicas Os sistemas isolados representam os equipamentos usualmente encontrados em zonas mais remotas e são de carga reduzida. 2.3.6 - Tipos de Integração de Sistemas Fotovoltaicos Os sistemas fotovoltaicos podem ser montados nos telhados, integrados nos telhados, montados em coberturas planas, integrados em coberturas planas, montados e integrados em fachadas e montados em estruturas ou sistemas de sombreamento, conforme exemplificado na Figura 2.16. Energia Fotovoltaica Sistemas ligados à rede elétrica Centrais Fotovoltaicas Edifícios habitacionais com produção anexa Sistemas Isolados Eletrificação zonas remotas Aplicações agrículas Bombeio de água Telecomunicações Dessalinização Iluminação pública Outras aplicações 30 Caracterização Sistemas Híbridos 31 Capítulo 3 - Operação dos Diferentes Componentes do Sistema Híbrido Neste capítulo realizar-se-á o enquadramento dos diferentes constituintes do sistema híbrido no que diz respeito ao seu modo de operação. Em termos de otimização da operação do sistema híbrido, relativamente ao consumo de energia, é analisada a melhor configuração das unidades geradoras diesel de modo a satisfazer corretamente as necessidades energéticas da região a alimentar. No que aos geradores diesel diz respeito, é abordada a temática do ruído associado ao seu funcionamento, a vida útil dos mesmos e a redução das emissões poluentes. Na secção, componente fotovoltaica são analisados os módulos fotovoltaicos, estruturas e inversores. Da componente de armazenamento, é analisada a influência da temperatura na sua vida útil e rendimento, como determinar a vida útil, como deve ser dimensionado o banco de baterias e o seu impacto ambiental em termos de tratamento das baterias em fim de vida. 3.1 - Consumo de Energia Para satisfazer as necessidades energéticas de uma região, tratando-se de sistemas de geração constituídos unicamente por geradores diesel, recomenda-se a utilização de pelo menos dois geradores diferentes para satisfazerem de melhor forma os diferentes níveis de carga, uma vez que um gerador não deve funcionar a uma carga baixa, devido à ineficiência energética associada (superior gasto de combustível) e degradação a que o mesmo estaria sujeito [7]. Relativamente ao consumo de energia é analisada, no ponto seguinte, a melhor configuração das unidades geradoras diesel, de modo a satisfazer as necessidades energéticas da região a alimentar. 32 Operação dos Diferentes Componentes do Sistema Híbrido 3.2 - Unidades Geradoras Diesel Nesta secção será abordada a temática do ruído de funcionamento dos geradores diesel, a forma de o reduzir e as vantagens inerentes, a par da vida útil, nomeadamente em termos de intervalos de manutenção e como a prolongar, além de como proceder a uma redução das emissões poluentes. 3.2.1 - Redução de Ruído Praticamente todo o ruído produzido por um gerador é causado pelo motor e sua velocidade de rotação. Quando a velocidade de rotação é reduzida, também o ruído de funcionamento é reduzido, o que significa que em modo de poupança, quando o motor se encontra a funcionar a velocidade reduzida, um gerador de velocidade variável é muito mais silencioso. 3.2.2 - Vida Útil do Gerador Um gerador de velocidade variável aplicado em áreas remotas irá provavelmente funcionar a velocidades inferiores, o que pode prolongar a vida útil do equipamento. As partes móveis num motor são sujeitas a um ciclo de carga a cada rotação do motor, ou seja, uma redução da velocidade reduz também o número de ciclos, resultando num aumento da vida útil do motor. Uma outra vantagem é a eliminação de um problema comum em motores, denominado “wet stacking” em que nem todo o combustível é queimado, passando algum pelo sistema de exaustão, o que ocorre quando o motor está a funcionar demasiado frio e a combustão é ineficiente por a mistura ser pobre (quando a mistura contém um excesso de ar face ao combustível, relativamente ao coeficiente estequiométrico 14,7-1), o que acontece em geradores diesel de velocidade fixa, quando estes operam a cargas baixas. Quando os motores funcionam a uma carga baixa, dão-se depósitos nas paredes dos cilindros na câmara de combustão. Por sua vez, quando os motores funcionam continuamente no seu ponto mais eficiente, permanecem quentes e o fator acima descrito (“wet-stacking”) é bastante reduzido ou mesmo eliminado, originando um claro aumento da vida útil do gerador [1, 2, 12]. No que diz respeito ao funcionamento de geradores diesel devem ser realizadas operações de manutenção, as quais devem ser consideradas uma vez que acarretam custos e indisponibilidade do equipamento. De salientar ainda que os geradores na gama dos 30kVA até aos 200kVA necessitam tipicamente de uma operação de manutenção de elevada dimensão após 15.000h a 25.000h de funcionamento (dados obtidos no âmbito da dissertação). Componente Fotovoltaica 33 3.2.3 - Redução de Emissões Poluentes Resultados de testes a diferentes velocidades por parte dos geradores indicam que existe uma relação de proporcionalidade direta entre a redução das emissões e a redução do combustível, através das diferentes velocidades de funcionamento por parte do sistema de geração [1]. 3.3 - Componente Fotovoltaica Nesta secção serão abordados os componentes de uma central fotovoltaica, sendo eles os módulos fotovoltaicos (FV), as estruturas e os inversores. No que diz respeito aos módulos fotovoltaicos, são identificados aspetos a ter em conta ao nível da operação de associações em série e paralelo, bem como da inclinação dos painéis. São também identificados os diferentes tipos de estruturas existentes e suas vantagens e desvantagens ao nível operacional do sistema. É ainda descrita a função dos inversores, a constituição, como determinar o seu rendimento operacional, a sua vida útil e tipos de configurações e vantagens e desvantagens associadas. 3.3.1 - Componentes do Sistema Fotovoltaico Serão apresentados os equipamentos principais dum sistema fotovoltaico. Destes, destacam-se os módulos fotovoltaicos, estruturas e inversores. 3.3.1.1 - Módulos Fotovoltaicos Um módulo fotovoltaico, durante a sua vida, pode ser afetado pelos seguintes fatores:  Esforços mecânicos causados pelo vento ou neve;  Contaminação através de pólen, poeiras, minerais e partículas, os quais afetam a superfície e baixam o nível de radiação solar aproveitada pelo sistema fotovoltaico;  Humidade;  Ventilação insuficiente (é necessária uma folga mínima entre módulos para garantir um fluxo de ar e arrefecimento do módulo fotovoltaico, de modo a aumentar a produção de energia); 34 Operação dos Diferentes Componentes do Sistema Híbrido  Formação de pontos quentes (hotspots) em que as células sombreadas utilizam corrente de outras células, convertendo para calor e danificando o material da célula, encapsulamento e back sheet;  As fendas de expansão térmica devem-se às extremas temperaturas no inverno e verão, bem como um rápido ciclo térmico do sol e nuvens que surgem;  Amarelecimento é a coloração amarela do encapsulamento da célula que origina o branqueamento das células, formação de bolhas, corrosão da célula e uma maior absorção de calor;  Micro fendas nas fases de produção, transporte e instalação;  Perda de eficiência e desempenho no decorrer da sua vida. Tipicamente, os fabricantes dos módulos dão garantia para os seus produtos de 10/12 anos, oferecendo a possibilidade de extensão da mesma mediante cobertura através de seguros internacionais. Adicionalmente, garantem a performance do módulo fotovoltaico por um período de 25 anos. Neste sentido, as normas industriais estipulam que após 10 anos, a potência de saída não pode ser inferior a 90% da potência de saída definida nas especificações e após 25 anos, esta percentagem não pode ser inferior a 80%. Contudo, numa oferta específica por parte dos fabricantes, é efetuada uma revisão caso a caso, necessária para a análise entre diferentes alternativas. 3.3.1.1.1 - Associação de Módulos em Série Numa associação em série (Figura 3.1), a corrente que atravessa as células é a mesma e a tensão é obtida pela soma das tensões nos terminais das células [13]. Figura 3.1 - Associação de Módulos em Serie [16] 𝐼1=𝐼2=⋯=𝐼𝑁 [𝐴] (12) 𝑈 = 𝑈1+𝑈2+⋯𝑈𝑁=∑𝑈𝑖 [𝑉] (13) Componente Fotovoltaica 35 Os módulos são colocados em série sempre com atenção a duas características fundamentais:  Tensão máxima admissível pelo sistema (1000V na maioria dos casos, 600V em alguns cenários nos Estados Unidos da América e futuramente 1500V);  Gama de tensão de funcionamento dos inversores. É necessários respeitar os parâmetros referidos para um correto funcionamento do sistema. 3.3.1.1.2 - Associação de Módulos em Paralelo Numa associação em paralelo (Figura 3.2), a tensão é a mesma em todas as células, variando as intensidades da corrente, as quais são adicionadas [13]. Figura 3.2 - Associação de Módulos em Paralelo [16] 𝑈1=𝑈2=⋯ =𝑈𝑁 [𝑉] (14) 𝐼 =𝐼1=𝐼2+⋯+𝐼𝑁= ∑𝐼𝑖 [𝐴] (15) 3.3.1.1.3 - Inclinação dos Painéis Os painéis devem estar orientados para norte e podem instalar-se através de uma estrutura fixa, sistema de seguimento com um eixo ou dois eixos. Em sistemas isolados, pretende-se um aproveitamento da radiação ao longo de todo o ano, pelo que se deve utilizar uma inclinação adequada, garantindo que a produção no inverno satisfaz as cargas. No caso dos sistemas ligados à rede, o objetivo é maximizar o aproveitamento da radiação ao longo de todo o ano, devendo ser utilizada uma inclinação inferior à anterior. 36 Operação dos Diferentes Componentes do Sistema Híbrido 3.3.1.2 - Estruturas Fotovoltaicas A tabela a seguir apresentada descreve e compara os três tipos de estruturas fotovoltaicas. Tabela 3.1 - Sistemas de Instalações Fotovoltaicas Sistema fixo Sistema de seguimento de um eixo Sistema de seguimento de dois eixos Características  Estrutura fixa que não segue a trajetória solar;  Mecanicamente simples;  Menores custos de instalação e O&M.  Segue a trajetória do sol a partir de um único ponto pivô, de esteoeste;  Menor custo e manutenção em comparação com o sistema de dois eixos.  Segue o sol de este-oeste e sulnorte, através de dois pontos pivô;  Desenho complexo devido à existência de mais motores e sensores. Aumento de rendimento - Até 25% - 30% Até 35% - 45% Preço 8 – 15 € ct/ Wp 25 – 40 € ct/ Wp 35 – 60 € ct/ Wp Tipos  Horizontal;  Vertical;  Inclinado.  Horizontal;  Vertical;  Inclinado.  Tip-tilt;  Altitude azimutial. Nota 1: O aumento do rendimento tem por base o sistema de eixo fixo; Nota 2: Os preços incluem o fornecimento da estrutura e instalação da estrutura e módulos. Figura 3.3 - Sistema de Eixo Fixo [19] Figura 3.4 - Sistema de Seguimento de um Eixo [19] Componente Fotovoltaica 37 Figura 3.5 - Sistema de Seguimento de dois Eixos [19] Destes três sistemas acima apresentados (Figura 3.3; Figura 3.4; Figura 3.5), o mais comum é o fixo (Figura 3.3). Nos sistemas com seguidores, o mais comum é o de um eixo, visto que os de dois eixos representam uma minoria e uma percentagem em declínio do mercado, pois estes acarretam um preço elevado e não competitivo, devido à sua elevada complexidade e componentes, bem como por não terem acompanhado a redução dos preços verificada nos últimos anos, por parte das tecnologias fotovoltaicas. Relativamente aos materiais utilizados, geralmente os sistemas instalados em telhados utilizam alumínio e são instalações de potência entre 1 a 100kW, enquanto que nos telhados planos a potência instalada varia entre os 50 e 500kW, atingindo valores superiores a 1MW, no caso de telhados industriais. Os sistemas fixos podem ser de aço ou alumínio, enquanto que os sistemas de seguimento são usualmente de aço. Em termos de estruturas, os principais problemas que os sistemas FV podem enfrentar são os esforços mecânicos (causado pela neve e vento) e a corrosão que é nitidamente acentuada em ambientes altamente corrosivos, onde as propriedades anticorrosivas adquirem uma maior significância. De salientar ainda que nos sistemas com seguidores, problemas mecânicos originam uma diminuição drástica na produção do painel, uma vez que tornam inoperacional o sistema de seguimento, podendo ficar numa posição não favorável à produção de energia. 3.3.1.3 - Inversores O inversor é o equipamento responsável pela transformação da corrente contínua (CC) gerada pelos módulos fotovoltaicos e/ou armazenada em bancos de baterias, em corrente alternada (CA) para ligação à rede e/ou cargas. Para a escolha do inversor mais adequado é necessário conhecer algumas das suas funções básicas, características e limitações, disponibilizadas pelo fabricante na folha de características. 38 Operação dos Diferentes Componentes do Sistema Híbrido A escolha do inversor numa instalação fotovoltaica é de extrema importância, uma vez que da mesma depende o tamanho e o número de fileiras. Um inversor é constituído por diferentes partes também evidenciadas na Figura 3.6, sendo elas [20]:  Entrada;  Unidades MPP;  Conversores CC/CC;  Switching bridge;  Reatância de saída;  Deteção de correntes de saída CC (funções de proteção);  Proteção de tensão nula de saída. Figura 3.6 - Constituição Inversor [20] O inversor disponibiliza também importantes funções de controlo, tais como:  Monitorização de terras;  Display;  Proteções térmicas;  Proteções de sobretensão;  Portas de comunicação. Um inversor possui ainda características não elétricas, tais como o nível de ruído, variação da temperatura de funcionamento e distorção harmónica total [20]. O rendimento de um inversor é obtido através da relação entre a potência CA e a potência CC, como se pode observar através da seguinte expressão [20]: Componente Fotovoltaica 39 𝜂 = 𝑃𝐴𝐶(𝑃𝑜𝑡ê𝑛𝑐𝑖𝑎 𝑑𝑒 𝑠𝑎í𝑑𝑎 𝑒𝑓𝑒𝑡𝑖𝑣𝑎) 𝑃𝐷𝐶 (𝑃𝑜𝑡ê𝑛𝑐𝑖𝑎 𝑑𝑒 𝑒𝑛𝑡𝑟𝑎𝑑𝑎 𝑒𝑓𝑒𝑡𝑖𝑣𝑎) (16) De salientar também que o intervalo de potência do inversor deverá situar-se entre: 0,7×𝑃𝑉 <𝑃𝐼𝑁𝑉 𝐷𝐶 <1,2 ×𝑃𝐹𝑉 [𝑊] (17) A vida útil de um inversor pode ser superior a 10 anos, contudo, é um equipamento de nível tecnológico elevado e com valores de corrente e tensão significativos e perigosos, pelo que a substituição de um componente que avarie deve ser levada a cabo por um técnico especializado por parte da empresa que forneceu o equipamento. No entanto, devem ser considerados os riscos de avaria do inversor, especialmente em localizações remotas onde há carência de mãode-obra especializada [7]. 3.3.1.3.1 - Configuração de Inversores A topologia de Inversor Central é a solução mais barata e caraterizada por a conversão CC/CA do sistema ser assegurada apenas por um inversor, como se pode observar através da Figura 3.7. Figura 3.7 – Solução Inversor Central [14] Na solução Mestre-Escravo, evidenciada na Figura 3.8, existe um inversor Mestre que controla os escravos, os quais entram em funcionamento quando necessário. Em muitos fabricantes, para melhorar a disponibilidade do sistema e reduzir a possibilidade de avarias, o bloco considerado como Mestre alterna ao longo do dia. 46 Operação dos Diferentes Componentes do Sistema Híbrido Os ciclos das baterias devem permitir que estas armazenem o excesso de produção fotovoltaica e que descarreguem com uma profundidade de descarga que permita um número de ciclos suficientes, de modo a que a sua vida útil seja no mínimo de 6 anos (tipicamente 2200 ciclos a 50%-60% DOD, considerando um ciclo por dia) e idealmente 8 a 10 anos, conforme supra referido [7]. Em termos de viabilidade económica, esta depende largamente do número de ciclos a que as baterias estarão sujeitas, da SOC e DOD e temperatura, fatores que influenciam a vida útil das mesmas. Figura 3.16 - Vida Útil do Banco de Baterias em Função da DOD [7] 3.4.5 - Impacto Ambiental Um dos motivos que neste projeto conduziu a que a solução de iões de lítio escolhida fosse a da Saft foi por este fabricante ter estabelecido metodologias de reciclagem e parcerias. O processo de reciclagem das baterias encontra-se apresentado na Figura 3.17 [24]. Ênfase 47 Figura 3.17 - Processo da Unicore para Reciclagem das Baterias Li-Ion da Saft 3.5 - Ênfase O Capítulo 3 resume os aspetos a ter em conta relativamente ao modo de operação de diferentes constituintes de sistemas híbridos. Foi apresentada uma solução de configuração de inversores a considerar na satisfação das necessidades energéticas. Quanto ao modo de operação das unidades geradoras diesel, foi analisada a temática do ruído de funcionamento e como o reduzir, os intervalos de manutenção e como prolongar a sua vida útil e ainda como reduzir as emissões poluentes. No âmbito da componente fotovoltaica foram analisados os seus componentes: módulos fotovoltaicos; estruturas e inversores. Destes, referiram-se aspetos a ter em conta no dimensionamento deste tipo de centrais, nomeadamente a associação de painéis em série e paralelo, inclinação dos painéis e diferenças entre tipos de estruturas fotovoltaicas. Relativamente aos inversores e seu modo de operação, analisou-se a sua função, constituição, rendimento, vida útil e vantagens e desvantagens associadas às diferentes configurações. No que diz respeito ao banco de baterias, apresentou-se o efeito da temperatura na vida útil e rendimento do banco, como proceder à determinação da sua vida útil, como proceder a um correto dimensionamento do banco de acordo com a utilização pretendida e o impacto ambiental associado ao tratamento das baterias em fim de vida. 48 Operação dos Diferentes Componentes do Sistema Híbrido 49 Capítulo 4 - Dimensionamento e Características do Sistema Híbrido 4.1 - Introdução No decorrer deste capítulo será abordada a componente prática desta dissertação, envolvendo o dimensionamento da central híbrida a implementar em Calueque, Província do Cunene, Angola. É uma pequena localidade situada a cerca de 12kms da fronteira com a Namíbia, tendo sido escolhida pelo governo provincial do Cunene para instalar a Zona Económica Especial (ZEE) da província, visando a criação de infraestruturas fundiárias, económicas e administrativas para o fomento intensivo da produção e criação de empregos [25]. Se o sistema for subdimensionado o seu funcionamento será afetado negativamente, diminuindo a fiabilidade e a qualidade no fornecimento, aumentando o número de interrupções. Por outro lado, sobredimensionar o sistema traduz-se em maiores custos que podem originar que o projeto não seja economicamente viável. Assim, torna-se evidente a importância de um correto dimensionamento dos diversos componentes do sistema híbrido. Inicialmente foi analisado o local da instalação, nomeadamente as necessidades energéticas da população que foram traduzidas num diagrama de cargas. No dimensionamento das unidades geradoras diesel, foram estudadas as diferentes opções, tendo por objetivo satisfazer o diagrama de cargas. Após o dimensionamento dos geradores diesel, foi dimensionada toda a componente fotovoltaica, de acordo com os pressupostos de integração da mesma, os quais se encontram devidamente explicados no Capítulo 2. Por fim, foi dimensionada toda a componente de armazenamento e explicada e analisada a integração da mesma no sistema híbrido. 50 Dimensionamento e Características do Sistema Híbrido 4.2 - Consumo de Energia em Calueque A energia elétrica não é um produto simples, mensurável através de um único parâmetro. As características do consumo impõem a modulação da energia consumida no tempo através de uma função (o diagrama de cargas) que traduz a variação desse consumo ao longo das horas do dia, consoante os dias da semana, as condições atmosféricas, os acontecimentos especiais e também mediante a estação do ano (Inverno, Primavera, Verão, Outono). Existe uma grande dificuldade na obtenção de dados de consumos referentes à província de Calueque, de tal forma que seria necessária uma deslocação ao local para realização de medições com os devidos equipamentos. No âmbito desta dissertação, não foi viável a opção pelas deslocações, não só pelos custos envolvidos, mas também pelo tempo em que decorreriam as medições. Assim, de acordo com as análises efetuadas e os dados fornecidos, foi elaborada uma extrapolação que se traduz numa aproximação que se considera fidedigna (no âmbito da dissertação), com a ressalva que não tem em conta a variação que se observa ao longo do ano, consoante a estação. Figura 4.1 - Diagrama de Carga Diário Conforme é possível verificar através da Figura 4.1, as necessidades energéticas não correspondem ao considerado típico para áreas remotas com comunidades relativamente pequenas (Figura 2.2), o que estará associado à escassez de informação e dados. Através do diagrama de cargas de Calueque (Figura 4.1), verifica-se que existe um reduzido consumo de energia durante a noite, nitidamente justificado pela ausência de serviços abertos e um 0 5000 10000 15000 20000 25000 00:00 01:00 02:00 03:00 04:00 05:00 06:00 07:00 08:00 09:00 10:00 11:00 12:00 13:00 14:00 15:00 16:00 17:00 18:00 19:00 20:00 21:00 22:00 23:00 kW Horas Diagrama de Carga Diário Geradores Diesel 51 consumo superior desde o início da manhã até ao fim de tarde, possivelmente justificado pelos serviços existentes. 4.3 - Geradores Diesel Considerando que os geradores diesel fornecem energia de forma constante (encontram-se sempre em funcionamento), nesta secção, será justificada a potência a instalar, referindo as características dos geradores escolhidos e explicando a sua instalação e integração no funcionamento do sistema. 4.3.1 - Potência Instalada As unidades geradoras diesel devem ser capazes de satisfazer em pleno as necessidades energéticas da região a alimentar [4], salvaguardando situações em que a instalação fotovoltaica não se encontra a produzir, pelo que a sua potência terá de ser superior à potência de pico consumida nas horas de cheias, garantindo também uma margem de segurança. Conforme se pode observar através da Figura 4.1, a potência máxima consumida é de 20MW, pelo que é aceitável considerar 21MW de potência diesel instalada. Desta forma, os 21MW serão subdivididos em três geradores diesel de 7MW cada. A opção por três geradores em detrimento de um só tem como justificação uma maior flexibilidade da geração devido à flutuação de cargas, sendo mais eficiente ter um só gerador de 7MW a funcionar nas horas de menor consumo (menores custos de O&M e menor ruído) em comparação a um gerador de 21MW sempre em funcionamento. De salientar que para um melhor equilíbrio na distribuição das cargas e controlo, os geradores devem ser de igual potência. A opção por três geradores de 7MW considera-se a mais acertada pois a capacidade instalada (21MW) permite uma margem de segurança necessária relativamente aos 20MW de potência de pico nas horas de maior consumo e permite também ficar um só gerador em funcionamento nas horas de menor consumo (5MW) no seu regime ideal de funcionamento (70-80% [4]), facultando ainda uma margem de segurança de 2MW, necessários para assegurar o fornecimento de energia tendo em conta a evolução das cargas no futuro. Neste sentido, é também necessário manter a rotatividade do gerador que funciona nas horas de menor consumo, garantindo que não é sempre o mesmo gerador diesel que entra em funcionamento nestas horas, pois estaria sujeito a um desgaste superior aos restantes, originando manutenção mais frequente e menor rendimento do sistema. 52 Dimensionamento e Características do Sistema Híbrido 4.3.2 - Características Geradores Diesel Utilizados Os geradores diesel escolhidos são os CM32 da Caterpillar com custo de aquisição unitário de 4,8M€, totalizando 14,4M€ e folha de características presente no Anexo A. Devem também estar sujeitos a um plano de manutenção que pode ser subdividido em intervenções de três tipos, conforme explicado na Tabela 4.1, que variam consoante as horas de funcionamento. Tabela 4.1 - Plano de manutenção de Geradores Diesel Em que consiste Efetuada por Tipo 1 Verificações visuais em termos de níveis de fluídos e eventuais fugas. Pessoal local dada a simplicidade. Tipo 2 Substituição de óleo, filtros e verificações visuais de componentes. Fabricante, devido à inexistência de mãode-obra especializada no local. Tipo 3 Abertura do motor e verificação do estado dos diferentes componentes, substituindo os que não respeitem as especificações do fabricante. Substituição de fluídos e filtros. Fabricante, devido à inexistência de mãode-obra especializada no local Para uma correta análise do sistema, é necessário apurar qual o consumo de combustível nos diferentes regimes de funcionamento, por parte de cada gerador diesel (Tabela 4.2). Tabela 4.2 - Consumo de combustível por Unidade Geradora Diesel 100% de carga 1567 l/h 75% de carga 1187 l/h 50% de carga 812 l/h 25% de carga 410 l/h Geradores Diesel 53 4.3.3 - Esquema Solução Figura 4.2 - Esquema Convencional para 3 unidades Geradoras Diesel Na Figura 4.2, observa-se o edifício que é necessário construir para albergar os três motores diesel, o quadro geral de baixa tensão, o quadro geral de média tensão, os serviços auxiliares, bem como o sistema de armazenamento de combustível. No Anexo B está presente um esquema da instalação individual do gerador diesel considerado. 54 Dimensionamento e Características do Sistema Híbrido Figura 4.3 - Esquema de Integração de uma Solução Diesel A gestão de um sistema unicamente composto por geradores diesel é de baixa complexidade devido ao facto de os geradores diesel satisfazerem na totalidade as cargas, conforme se pode observar através da Figura 4.3. O sistema é composto por um Sistema de Supervisão e Aquisição de Dados (SCADA) com interface que permita visualização e controlo dos diferentes parâmetros dos geradores (no local ou remotamente) e aquisição de dados referentes à produção. 4.4 - Central Fotovoltaica Para o dimensionamento de uma central fotovoltaica é necessário conhecer o potencial da zona, analisando a irradiação no local de modo a estimar a produção esperada. Na hibridização da central diesel, a integração da componente fotovoltaica é efetuada numa dada percentagem relativamente à potência da central diesel. Será apresentada a opção por determinado equipamento a utilizar e suas características, uma vez que são determinantes no dimensionamento desta central fotovoltaica. Será ainda explicado o funcionamento de uma central híbrida (diesel e fotovoltaica) e a necessária coordenação para assegurar as necessidades energéticas. Central Fotovoltaica 55 4.4.1 - Irradiação Para cálculo da produção fotovoltaica a irradiação solar é um input necessário e conforme se verifica na Figura 4.4, esta demonstra o elevado potencial da região de Calueque, apesar de elevadas temperaturas ambiente originarem um aumento da temperatura nas células, causando uma quebra de rendimento, conforme melhor desenvolvido no Capítulo 2.3.4.6 - Efeito da Temperatura. Para esse fim, no software da SMA utilizado (SMA Design Web [26]) é criada uma nova localização em que são introduzidos os dados meteorológicos obtidos através do software PVSYST para a localização em questão. Os dados meteorológicos de temperatura ambiente e total de irradiação anual global, encontram-se apresentados na Figura 4.4. Figura 4.4 - Dados Meteorológicos Calueque [26] 62 Dimensionamento e Características do Sistema Híbrido Figura 4.6 - Solução Contentorizada Intensium Max 20M da Saft Figura 4.7 - Descrição da Manutenção do Banco de Baterias (obtida no âmbito da dissertação, diretamente a partir do catálogo do fabricante) 4.5.3 - Características As características da solução contentorizada Intensium Max 20M encontram-se descritas na Figura 4.8. Armazenamento de Energia Através de Banco de Baterias 63 Figura 4.8 - Características Intensium Max 20M (obtida no âmbito da dissertação diretamente a partir do catálogo do fabricante) 4.5.4 - Dimensionamento De modo a determinar a capacidade a instalar de baterias, utiliza-se a seguinte expressão: 𝐶10 =(𝐸𝑎/365)×𝑁𝐷 𝜂𝑏𝑎𝑡 ×𝑃𝑑×𝑈𝐵𝑎𝑡 [Ah] (29)  𝐶10 - Capacidade da bateria para 10 horas de descarga;  𝜂𝑏𝑎𝑡 – Eficiência média da bateria (90%);  𝑈𝐵𝑎𝑡 – Tensão da bateria [V];  𝐸𝑎 – Consumo médio de energia [kWh/a];  𝑃𝑑 – Descarga profunda máxima (50%);  𝑁𝐷 – Tempo autónomo [d]. De acordo com o diagrama de cargas (Figura 4.1), o consumo diário é de 303.960 kW/dia. Neste caso, a autonomia diária pretendida é de 5 minutos, o que corresponde a 0,00347 dias. Obtemos então, de acordo com as características presentes na Figura 4.8: 𝐶10 =303960×0,00347 0,9×0,5×730 ×1000=3210,8 Ah (30) Para converter a capacidade em Ah para kWh, é utilizada a seguinte expressão: 𝐶𝑎𝑝𝑎𝑐𝑖𝑑𝑎𝑑𝑒 [𝑘𝑊ℎ]=𝐶𝑎𝑝𝑎𝑐𝑖𝑑𝑎𝑑𝑒 [𝐴ℎ] × 𝑈𝐵𝑎𝑡 1000 (31) Obtendo-se: 𝐶𝑎𝑝𝑎𝑐𝑖𝑑𝑎𝑑𝑒 [𝑘𝑊ℎ]=3210,8×730 1000 =2343,88𝑘𝑊ℎ (32) 64 Dimensionamento e Características do Sistema Híbrido Tendo em conta que cada contentor de banco de baterias tem uma energia de 580 kWh e que a energia calculada para este projeto é de 2343,88 kWh, obtém-se uma quantidade de 4,04 contentores. Tecnicamente dever-se-ia optar por 5 contentores, no entanto, tendo em conta que numa solução com 4 contentores Intensium Max 20M a energia é de 2320 kWh, relativamente aos 2343,88kWh calculados, considera-se que a diferença de 23,88kWh é residual devido aos custos inerentes a mais uma unidade contentorizada em termos de aquisição, transporte, manutenção e substituição, tornando não vantajosa a opção por 5 contentores. A proposta por parte da Saft inclui o preço do equipamento, mão-de-obra no local e envio, totalizando 2.000.000€. 4.5.5 - Inversores Banco de Baterias Conforme é possível verificar através da Figura 4.9, para cada contentor Intensium Max 20M é utilizada uma solução modular de dois inversores EFASOLAR 630 (cujas características se encontram presentes no Anexo C) e um controlador associado. Assim, o custo dos inversores do sistema de armazenamento é de 220.000€ por cada contentor Intensium Max 20M, obtendo 880.000€ quando considerados os quatro contentores, valor ao qual acresce 100.000€ do controlador, totalizando 980.000€. Figura 4.9 - Arquitetura do Sistema Armazenamento de Energia Através de Banco de Baterias 65 4.5.5.1 Vida Útil Inversores A vida útil dos Inversores EFASOLAR 630 é de 20 anos, no entanto, é possível estender a mesma para 25 anos mediante um contrato de O&M com um custo de 35.000€/5 anos (dados obtidos no âmbito da dissertação). 4.5.6 - Análise da Integração do Banco de Baterias no Sistema Conforme supra referido, neste capítulo, os geradores diesel utilizados são de 7MW e o consumo de energia nas horas de menor consumo é de 5MW. Assim, durante o período de menor consumo (5MW-Figura 4.1) só está em funcionamento um dos três geradores diesel. Neste caso, o banco de baterias tem como função o fornecimento da energia necessária na transição do período de menor consumo para o de maior consumo (garantindo uma maior estabilidade no fornecimento de energia), aquando a entrada em funcionamento das restantes unidades geradoras diesel (salvaguardando o caso de um arranque mal sucedido e sem produção fotovoltaica). Por parte dos geradores diesel de 7MW é sabido (conforme dados obtidos no âmbito da dissertação) que estes podem operar em sobrecarga (125%) a 8,75MW. Assim, na transição entre períodos de consumos (de 5MW para 20MW), ficam por fornecer 11,25MW (20 MW-8,75MW) na ligação dos restantes geradores. Cada contentor Saft tem uma potência de pico de 1100kW (Figura 4.8), perfazendo um total de 4,4MW e estando 6,85MW (11,25 MW-4,4 MW) em falta. No entanto, considerando que os geradores diesel, mesmo em caso de falha do 1º arranque, demoram menos de 5 minutos a entrar em funcionamento e que o aumento das cargas não é instantâneo mas sim progressivo, estes 4,4MW fornecidos pelas baterias são suficientes para assegurar as necessidades energéticas aquando da ligação do segundo gerador diesel e, posteriormente, aquando a ligação do terceiro gerador diesel (estando nesta altura 2,5MW em falta). Um outro aspeto que convém salientar é que a potência de pico de cada banco de baterias é de 1,1MW (Figura 4.8). Neste caso, a potência nominal dos inversores é de 1,26MW (- Anexo C), o que não limita o banco de baterias a que estão associados (1,26MW > 1,1MW). 66 Dimensionamento e Características do Sistema Híbrido 4.5.7 - Esquema Solução Figura 4.10 - Esquema de Integração de uma Solução Diesel e Fotovoltaica com Armazenamento de Energia A gestão de um sistema de geradores diesel e central fotovoltaica com sistema de armazenamento (Figura 4.10) para fornecimento de energia é complexa uma vez que é necessário coordenar as três fontes de energia. No entanto, uma vez que no âmbito desta dissertação o banco de baterias foi dimensionado para funcionar somente durante 5 minutos e auxiliar o arranque dos 2 geradores diesel, o sistema de controlo é de menor complexidade quando comparado com um banco de baterias de maior capacidade que poderá ter como função assegurar a satisfação da carga na totalidade, durante determinado período de tempo. O sistema é composto por um SCADA com interface que permita visualização e controlo dos diferentes parâmetros dos geradores, central fotovoltaica e banco de baterias (no local ou remotamente), aquisição de dados referentes à produção e coordenação da fonte fornecedora de energia. Ênfase 67 4.6 - Ênfase Para a central a implementar em Calueque foram identificados os equipamentos, analisadas as suas características e dimensionada a central híbrida apresentando diferentes opções. No capítulo seguinte será elaborada a análise técnica e económica das referidas soluções. 68 Dimensionamento e Características do Sistema Híbrido 69 Capítulo 5 - Análise Técnica e Económica De modo a corresponder aos objetivos propostos para este trabalho, será justificada qual a melhor solução integrada a partir da análise técnica. Em termos económicos, serão analisadas as diferentes opções de potências fotovoltaicas instaladas, bem como a possibilidade de inclusão de banco de baterias, aplicando critérios de rendibilidade por forma a suportar a decisão de investir ou escolher entre várias alternativas de investimento. Será fundamentada a melhor solução. 5.1 - Análise do Potencial Técnico Em termos técnicos, de modo a corresponder ao objetivo de redução de consumos, a melhor solução para o sistema será aquela que terá uma maior potência fotovoltaica em conjunto com um banco de baterias. Esta é a solução mais interessante do ponto de vista técnico uma vez que a maior potência instalada na Central Fotovoltaica traduz-se não só numa poupança de combustível, como também numa maior capacidade do sistema satisfazer o consumo face a um aumento das necessidades energéticas, no futuro. Ao sistema híbrido diesel e fotovoltaico, de modo a obter uma melhor solução do ponto de vista técnico, é integrado também o banco de baterias dimensionado uma vez que o mesmo contribui para uma maior estabilidade do sistema. A configuração analisada mais adequada, de acordo com os pressupostos acima referidos, é a de 9,24MW de central fotovoltaica em conjunto com o banco de baterias considerado neste projeto. De realçar que no futuro será possível proceder a um aumento da capacidade instalada do banco de baterias, podendo também ser alterada a função do mesmo e, eventualmente, obter uma superior redução no gasto em combustível. Na integração neste sistema, o banco de baterias realizará 1 ciclo completo de carga/descarga por dia, totalizando 5.475 ciclos/15 anos e 9.125 ciclos/25 anos. Uma vez que de acordo com os dados do fabricante a vida útil é de 15 anos e dado o reduzido número de ciclos, pode não se considerar necessária a substituição dos 4 contentores Intensium Max 20M no 15º ano. O procedimento a seguir é adição de algumas baterias em cada contentor aos 15 anos. Através do estudo pormenorizado da relação entre o número de ciclos e a capacidade das 70 Análise Técnica e Económica baterias, aumentando a capacidade do banco é assegurando que o mesmo cumpre o limite mínimo durante os 25 anos em que o sistema será analisado. Tendo em conta os controladores associados às baterias e de modo a aproveitar todo o potencial das novas baterias, instaladas no ano 16, estas serão ligadas a um novo inversor. 5.2 - Análise Económica O estudo de viabilidade de um projeto de investimento espelha o conjunto das situações que se prevê que venham a ocorrer após a implementação do projeto, tendo por base as escolhas por parte da empresa para o desenvolvimento da sua atividade no futuro e suas previsões sobre o comportamento do meio envolvente. A decisão final da empresa no âmbito do projeto de investimento, não é mais que um somatório de decisões intercalares, aos diversos níveis e em diversos momentos da preparação do projeto, as quais condicionam naturalmente o conjunto final. A avaliação económica deve iniciar-se logo desde a fase preliminar de desenvolvimento deste, participando no diagnóstico da situação pré-projecto e na avaliação das diferentes alternativas técnicas, de mercado, financeiras, económicas, organizacionais, entre outras, as quais, após seleção, farão parte da solução final proposta [27]. Conhecidas as condições e características técnicas que satisfazem os requisitos do projeto, nomeadamente em termos de determinantes de localização, de dimensão e de processo produtivo, desenvolvidas nos pontos anteriores, será efetuada uma avaliação económicofinanceira e de incerteza de modo a analisar as vantagens da sua realização através da determinação dos fluxos financeiros gerados pelo projeto no sentido de o avaliar e poder concluir sobre a sua rendibilidade e viabilidade. Para o efeito, através da informação obtida no conjunto de mapas financeiros a elaborar (Plano de Investimento, o Plano de Exploração e o Plano de Financiamento), será determinada a rendibilidade do projeto a partir da estimativa de cash flows e de medidas e critérios de rendibilidade. 5.2.1 - Determinação dos Cash-Flow Em termos de análise económica, um projeto de investimento é avaliado de acordo com o valor que gera para o promotor, critério que sustenta a decisão de investir. Existem várias medidas com capacidade para caracterizar a rentabilidade de um projeto de investimentos: os resultados do exercício (do projeto) são à primeira vista a medida de rendibilidade por excelência da atividade do projeto. Acontece que os resultados do exercício (o lucro) são uma medida que depende de vários procedimentos nomeadamente do registo contabilístico adotado (como o método de valorização das existências, das amortizações e reintegrações, etc). Para Análise Económica 71 evitar a dependência da medida de rendibilidade do projeto do procedimento contabilístico, utiliza-se como medida de rendibilidade do projeto o cash-flow. A vantagem do cash-flow relativamente ao lucro é que o cash-flow é um conceito objetivo, bem definido, que se pode registar de forma inequívoca. Os recebimentos e os pagamentos efetivos em numerário são os registos relevantes para a medição do cash-flow. Assim, comparativamente ao resultado líquido, o método dos cash flows assume maior rigor e objetividade no âmbito da avaliação de um projeto, além de considerar o valor temporal do dinheiro. Na avaliação de projetos, trata-se sobretudo de valorizar os fluxos gerados no futuro (cash flows) no momento atual, processo a que está subjacente o método de atualização dos cash flows, que implica descontar um fluxo futuro a uma determinada taxa de atualização. Esta taxa é também conhecida por custo de oportunidade do capital ou taxa mínima de rendibilidade do projeto. Não é mais do que a rendibilidade que o investidor exige para implementar um projeto de investimento e irá servir para atualizar os cash flows gerados pelo mesmo [28]. 5.2.2 - Plano de Investimento O conteúdo desta componente advém das alternativas selecionadas decorrentes dos estudos técnicos efetuados e dos resultados identificados no capítulo anterior. Tabela 5.1 - Descrição Investimento O custo dos painéis fotovoltaicos foi determinado através do software SMA - Sunny Design Web [26], em função da potência a instalar. O seu período de vida útil é de 25 anos. Como foi referido anteriormente as baterias ainda são de elevado valor e de vida útil inferior à da Central Fotovoltaica, sem qualquer redução dos custos de utilização, apenas Descrição Hip. 1 Hip. 2 Hip. 3 Hip. 4 Hip. 5 Hip. 6 Potência Pico (MW) 9,24 8,4 7,56 7,52 6,72 5,88 Nº Painéis 36 960 33 600 30 240 30 060 26 880 23 520 Strings 168x20 168x20 168x20 167x20 168x20 168x20 Nº Inversores 11 10 9 9 8 7 Nominal Power Ratio (%) 85 85 85 85 85 85 Inverter Efficiency (%) 98,3 98,3 98,2 98,2 98,3 98,3 Annual Energy Yield (MWh) 15 845,58 14 405,07 12 964,57 12 890,93 11 524,06 10,083,55 Spec. Energy Yield (kWh/kWp) 1715 1715 1715 1715 1715 1715 PR (%) 84 84 84 84 84 84 Solar Fraction (%) 14,3 13 11,7 11,6 10,4 9,1 Fuel Savings (%) 13,8 12,5 11,3 11,2 10 8,8 Fuel Savings (l/ano) 3 430 976 3 121 100 2 810 918 2 795 048 2 500 303 2 189 016 Fuel Savings €/ano 2 744 781 € 2 496 880 € 2 248 734 € 2 236 038 € 2 000 242 € 1 751 213 € Investimento Inicial 18 480 000,00 € 16 800 000,00 € 15 120 000,00 € 15 030 000,00 € 13 440 000,00 € 11 760 000,00 € 7 068 841,42 € Diesel + Fotovoltaico Baterias 78 Análise Técnica e Económica Tabela 5.5 - Avaliação de Central Fotovoltaica de 8,4MW Potência 8,4 MW Ano Cash flow Cash flow acumulados 0 -16 800 000,00 € -16 800 000 € 1 2 347 041,70 € -14 452 958 € 2 2 333 809,79 € -12 119 149 € 3 2 263 753,72 € -9 855 395 € 4 2 192 670,56 € -7 662 724 € 5 2 119 857,68 € -5 542 867 € 6 2 044 441,09 € -3 498 425 € 7 1 965 330,55 € -1 533 095 € 8 1 881 163,21 € 348 068 € 9 1 790 232,50 € 2 138 301 € 10 1 690 398,62 € 3 828 699 € 11 1 578 975,79 € 5 407 675 € 12 1 452 590,15 € 6 860 265 € 13 1 307 000,88 € 8 167 266 € 14 1 136 874,76 € 9 304 141 € 15 935 502,26 € 10 239 643 € 16 694 439,83 € 10 934 083 € 17 403 059,43 € 11 337 143 € 18 1 571 672,49 € 12 908 815 € 19 1 531 769,48 € 14 440 584 € 20 1 492 879,57 € 15 933 464 € 21 1 454 977,02 € 17 388 441 € 22 1 418 036,78 € 18 806 478 € 23 1 382 034,41 € 20 188 512 € 24 1 346 946,10 € 21 535 458 € 25 1 312 748,65 € 22 848 207 € VAL 22 848 207,03 € TIR 9,92% Payback 8 anos Para a potência instalada fotovoltaica de 8,4MW o projeto tem cash flows positivos ao longo dos 25 anos de análise e assegura o pagamento do financiamento contraído para o investimento inicial. Tem VAL e TIR positivos (ligeiramente inferiores aos da hipótese anterior), e um período de recuperação do investimento inicial em 8 anos. Análise Económica 79 Tabela 5.6 - Avaliação de Central Fotovoltaica de 7,6MW Potência 7,6 MW Ano Cash flow Cash flow acumulados 0 -15 120 000,00 € -15 120 000 € 1 2 113 805,95 € -13 006 194 € 2 2 101 893,80 € -10 904 300 € 3 2 038 806,15 € -8 865 494 € 4 1 974 795,05 € -6 890 699 € 5 1 909 228,14 € -4 981 471 € 6 1 841 318,78 € -3 140 152 € 7 1 770 085,74 € -1 370 066 € 8 1 694 302,42 € 324 236 € 9 1 612 432,91 € 1 936 669 € 10 1 522 551,36 € 3 459 220 € 11 1 422 240,53 € 4 881 461 € 12 1 308 463,95 € 6 189 925 € 13 1 177 404,85 € 7 367 330 € 14 1 024 263,31 € 8 391 593 € 15 843 000,74 € 9 234 594 € 16 626 017,93 € 9 860 612 € 17 363 749,62 € 10 224 361 € 18 1 415 476,08 € 11 639 837 € 19 1 379 538,73 € 13 019 376 € 20 1 344 513,79 € 14 363 890 € 21 1 310 378,09 € 15 674 268 € 22 1 277 109,05 € 16 951 377 € 23 1 244 684,68 € 18 196 062 € 24 1 213 083,53 € 19 409 145 € 25 1 182 284,69 € 20 591 430 € VAL 20 591 429,87 € TIR 9,93% Payback 8 anos Para a potência instalada fotovoltaica de 7,56MW o projeto tem cash flows positivos em todos os 25 de análise. Tem VAL positivo, inferior em 4,5 M€ ao da 1ª hipótese, e TIR positiva e um período de recuperação do investimento inicial em 8 anos. 80 Análise Técnica e Económica Tabela 5.7 - Avaliação de Central Fotovoltaica de 7,52MW Potência 7,52 MW Ano Cash flow Cash flow acumulados 0 -15 030 000,00 € -15 030 000 € 1 2 101 880,04 € -12 928 120 € 2 2 090 037,29 € -10 838 083 € 3 2 027 308,54 € -8 810 774 € 4 1 963 662,26 € -6 847 112 € 5 1 898 469,83 € -4 948 642 € 6 1 830 949,30 € -3 117 693 € 7 1 760 125,27 € -1 357 567 € 8 1 684 778,43 € 327 211 € 9 1 603 381,99 € 1 930 593 € 10 1 514 021,56 € 3 444 615 € 11 1 414 294,29 € 4 858 909 € 12 1 301 181,76 € 6 160 091 € 13 1 170 889,92 € 7 330 980 € 14 1 018 647,41 € 8 349 628 € 15 838 451,57 € 9 188 079 € 16 622 748,43 € 9 810 828 € 17 362 029,64 € 10 172 858 € 18 1 407 484,53 € 11 580 342 € 19 1 371 750,07 € 12 952 092 € 20 1 336 922,87 € 14 289 015 € 21 1 302 979,90 € 15 591 995 € 22 1 269 898,69 € 16 861 894 € 23 1 237 657,39 € 18 099 551 € 24 1 206 234,65 € 19 305 786 € 25 1 175 609,70 € 20 481 395 € VAL 20 481 395,34 € TIR 9,94% Payback 8 anos A Análise efetuada para as hipóteses 5 (Central fotovoltaica de 6,72MW) e 6 (Central fotovoltaica de 5,88MW) evidencia também cash flows positivos para os 25 anos de análise. Os VAL e TIR são positivos, embora decrescentes, sendo o período de recuperação de 8 anos. Análise Económica 81 5.2.9.1 - Síntese de Indicadores Tabela 5.8 - Tabela Síntese de Indicadores para as Diferentes Hipóteses de Potência FV Instalada Hip. 1 Hip. 2 Hip. 3 Hip. 4 Hip. 5 Hip. 6 9,24 MW 8,4MW 7,56MW 7,52MW 6,72MW 5,88MW VAL 25 100 533,15 € 22 848 207,03 € 20 591 429,87 € 20 481 395,34 € 18 328 354,33 € 16 055 503,94 € TIR 9,91% 9,92% 9,93% 9,94% 9,94% 9,95% Payback (anos) 8 8 8 8 8 8 Como se observa no quadro anterior (Tabela 5.8) os projetos têm valores de TIR muito próximos contudo, o VAL do projeto correspondente à hipótese 1 excede em 2,25 M€ o correspondente à hipótese 2, para igual período de recuperação de 8 anos. Atendendo aos valores obtidos para os critérios de rendibilidade, conclui-se que o projeto correspondente à hipótese 1, potência instalada de 9,24 MW, se revela o mais viável para a taxa de retorno exigida. O VAL tem um valor positivo, revelando que os cash flows produzidos pelo projeto mais do que suficientes, quer para cobrir o investimento realizado durante o horizonte temporal considerado, quer para remunerar o capital do investido. A TIR é próxima dos 10%, pelo que os cash flows gerados pelo projeto igualam o investimento realizado (VAL nulo) para uma taxa de retorno média e constante de 10%, superior à taxa de atualização considerada de 8%. O período de recuperação atualizado é de 8 anos. Para o cenário considerado, e dada a taxa de retorno exigida, o investimento será recuperado num intervalo temporal muito inferior à vida útil do projeto. 5.2.9.2 - Análise de Risco e Incerteza A realidade não é controlável e o processo de avaliação e decisão foi baseado em informação previsional, pelo que a conjuntura e os fatores externos que condicionam o projeto estão envoltos num ambiente de incerteza. Qualquer variação nesse ambiente poderá produzir efeitos, positivos ou negativos, no cenário inicialmente considerado. É importante identificar as possibilidades que podem ocorrer de forma a estabelecer estratégias para contornar os fatores que possam produzir resultados menos favoráveis. Através da análise da incerteza é formada uma perspetiva mais abrangente e mais útil no processo de tomada de decisão, ao mesmo tempo que permite avaliar o interesse das alternativas de investimento disponíveis. Partindo de diversos critérios, é necessário decompor o risco de forma a determinar quais as incertezas, assim como os valores e resultados possíveis que lhes estão associados. [30] 82 Análise Técnica e Económica 5.2.9.3 - Análise da Sensibilidade A Analise de Sensibilidade é uma técnica que permite simular o valor do projeto e estimar a variação que ocorre, partindo da variação de uma ou mais variáveis independentes, mantendo tudo o resto constante. Esta técnica parte da seleção prévia das variáveis críticas de sucesso do projeto, que constituem aquelas que estão revestidas de um elevado grau de incerteza e cujas variações afetam significativamente a rendibilidade do projeto. A identificação das variáveis críticas do projeto faz-se deixando flutuar as variáveis do projeto segundo uma dada variação percentual, e observando as variações subsequentes nos indicadores de desempenho tanto financeiros como económicos [30]. Será analisada a variação nos cash flows, nas condições de financiamento, tal como o período de reembolso, e na taxa de atualização, para determinar o impacto de tais alterações na rentabilidade do projeto, ao nível das variações no VAL, na TIR e nos “Payback Period”. Nos quadros seguintes estão identificadas as variações calculadas para o projeto correspondentes à potência prevista na hipótese 1 (Tabela 5.9) e hipótese 2 (Tabela 5.10), consideradas viáveis para a taxa de retorno exigida. Tabela 5.9 - Análise de Sensibilidades Central Fotovoltaica de 9,24MW Potência 9,24MW VAL TIR Payback Versão original 25 100 533,15 € 9,91% 8 Redução 1% Cash Flow 24 601 466,40 € 9,74% 8 Variação (%) -1,99 -1,73 0,00 Redução 1 ano no período de reembolso 24 617 010,16 € 9,64% 9 Variação (%) -1,93 -2,72 12,50 Redução 1% no cash flow e de 1 ano período reembolso 24 117 943,41 € 9,47% 9 Variação (%) -3,91 -4,45 12,50 Aumento em 1% na taxa atualização 20 838 060,15 € 8,90% 9 Variação (%) -16,98 -10,17 12,50 Aumento em 1% na taxa atualização, red. 1% cash flow e 1 ano reembolso 19 909 931,80 € 8,46% 9 Variação (%) -20,68 -14,59 12,50 Considerando isoladamente as variáveis em 1% no cash flows e antecipação em um ano no período de reembolso do financiamento, ceteris paribus, verificam-se pequenas variações do VAL e da TIR, não se alterando o número de anos de recuperação do investimento. A Análise Económica 83 consideração da variação de aumento de 1% na taxa de retorno exigida (taxa de custo de oportunidade do capital ou taxa mínima de rendibilidade do projeto), mantendo-se os demais pressupostos, já implica uma variação significativa no VAL. Se for analisado conjuntamente o efeito das três variáveis, a variação negativa no VAL é ainda mais significativa. Tabela 5.10 - Análise de Sensibilidades Central Fotovoltaica de 8,4MW Potência 8,4MW VAL TIR Payback Versão original 22 848 207,03 € 9,92% 8 Redução 1% Cash Flow 22 394 214,58 € 9,75% 8 Variação (%) -1,99 -1,73 0,00 Redução 1 ano no período de reembolso 22 408 640,68 € 9,65% 9 Variação (%) -1,92 -2,72 12,50 Redução 1% no cash flow e de 1 ano período reembolso 21 954 648,23 € 9,48% 9 Variação (%) -3,91 -4,45 12,50 Aumento em 1% na taxa atualização 18 970 272,51 € 8,91% 9 Variação (%) -16,97 -10,16 12,50 Aumento em 1% na taxa atualização, red. 1% cash flow e 1 ano reembolso 18 126 253,64 € 8,48% 9 Variação (%) -20,67 -14,57 12,50 Para a potência instalada de 8,4 MW (Tabela 5.10) verifica-se uma semelhante sensibilidade do projeto às variações conjuntas da redução em 1% nos cash flows e antecipação em um ano no período de reembolso do financiamento, como na hipótese 1, e variação no VAL e na TIR inferiores a 2%. Para o aumento da taxa de desconto em 1% é significativa a variação negativa do VAL, e mais significativa considerando a variação conjunta das três variáveis, neste caso também com elevada variação negativa na TIR e com o payback a passar para 9 anos. Consideradas as variáveis que mais determinam o sucesso do projeto, verifica-se que uma variação em 1% nos cash flows, ceteribus paribus, não implica variações significativas no VAL e na TIR. Do mesmo modo uma antecipação em um ano no período de reembolso não implica variação significativa no VAL e na TIR. Porém a variação em 1% na taxa de atualização já implica variações significativas no VAL e na TIR e aumenta de 8 para 9 anos o payback no projeto em ambas as hipóteses. O projeto correspondente à potência fotovoltaica de 9,24 MW é a solução que apresenta maior VAL, para uma TIR semelhante e igual payback de 8 anos à hipótese de 8,4 MW. 84 Análise Técnica e Económica 5.2.10 - Avaliação do Projeto Considerando o Investimento em Baterias Foi considerado o recurso a capital alheio para o financiamento da totalidade do investimento em painéis fotovoltaicos, baterias e respetivos inversores (não se incluiu o investimento de substituição em baterias a ocorrer no décimo sexto ano - para um período de vida útil de 15 anos – por se admitir o seu financiamento através de meios libertos pela atividade de exploração), bem como a manutenção anual a suportar com as baterias e inversores. Foram considerados os mesmos pressupostos em termos de economia de diesel que é esperado obter com a integração da central fotovoltaica nas diferentes potencias consideradas, bem como condições de financiamento e taxa de atualização. Na tabela seguinte (Tabela 5.11) é observada uma síntese do VAL, TIR e payback obtido para cada hipótese considerada, verificando-se desde logo valores de VAL muito inferiores aos obtidos nas soluções anteriormente avaliadas (não considerando o investimento em baterias e inversores), e TIR inferiores à taxa de atualização exigida. O período de recuperação do investimento é também superior. A solução com baterias e respetivos inversores, embora apresente valores de VAL e TIR positivos, não é economicamente tão favorável com a solução em que só se considera o investimento em painéis fotovoltaicos. Tabela 5.11 - Síntese Sistema Fotovoltaico e Banco de Baterias Hip. 1 Hip. 2 Hip. 3 Hip. 4 Hip. 5 Hip. 6 9,24 MW 8,4MW 7,56MW 7,52MW 6,72MW 5,88MW VAL 18 973 285,12 € 16 720 957,14 € 17 191 848,47 € 15 834 671,78 € 12 201 106,31 € 9 911 583,72 € TIR 6,95% 6,69% 7,41% 6,76% 6,00% 5,50% Payback (anos) 10 10 10 11 11 11 5.3 - Ênfase Procurou-se demonstrar qual a melhor opção em termos económicos, não sendo, porém, coincidente com a melhor solução a nível técnico. A melhor solução técnica ainda não é economicamente viável e foi apresentada uma outra solução a aprofundar no futuro que poderá permitir a viabilidade económica desta opção. Análise Económica 85 86 Capítulo 6 - Conclusão No atual cenário de conjetura económica mundial em que os preços dos derivados de petróleo tendem a subir cada vez mais e considerando que a escassez do recurso é encarada como uma realidade, a escolha de uma estratégia de operação adequada para sistemas híbridos demonstra-se ser de fundamental importância. Numa situação em que os preços se encontrem num patamar ainda mais elevado que o atual, o aumento da capacidade de geração das fontes renováveis, mesmo que acarrete custos de investimento consideráveis, tornar-se-á cada vez mais atrativa pela redução dos custos associados ao fornecimento da energia necessária, mas também por ser uma solução que antecipa o risco de um futuro incerto onde a racionalização no fornecimento de energia pode vir a ser uma realidade e será sempre uma segurança energética e económica para o consumidor pela redução da dependência face a este tipo de combustível. A utilização de sistemas híbridos off-grid em detrimento da extensão da rede elétrica, quando esta se torna economicamente inviável, é uma alternativa ao fornecimento de energia às populações. Conforme expectável, a melhor solução ao nível técnico não é também a melhor em termos económicos. De acordo com a análise económica realizada, a solução mais viável a este nível não considera a inclusão de banco de baterias uma vez que a utilização deste acarreta um aumento no investimento e na operação e manutenção, sem repercussão na redução dos custos de produção de energia. A potência a instalar na central fotovoltaica será de 9,24MW, uma vez que apresenta melhores indicadores em comparação às restantes opções. Relativamente à análise técnica, não considerando a viabilidade económica do projeto mas sim uma melhor solução em termos de eficiência energética, a central fotovoltaica escolhida será a que apresenta maior potência instalada, das analisadas. Considera-se a integração do banco de baterias dimensionado, uma vez que este garante uma maior estabilidade no fornecimento de energia e será possível proceder a um aumento desta capacidade no futuro, bem como da integração do banco de baterias no sistema híbrido, podendo traduzir-se numa superior poupança nos custos associados à geração de energia. Conclusão 87 6.1 - Trabalhos Futuros No futuro, é expectável que com o desenvolvimento das tecnologias de armazenamento de energia o custo das mesmas diminua tornando economicamente viável a sua integração em maiores capacidades no âmbito de projetos de hibridizações. Contudo, quanto maior for a percentagem de capacidade instalada através dos bancos de baterias, mais complexa será a sua integração no sistema e coordenação com as outras fontes de energia. A par do aumento da percentagem de integração de sistemas de armazenamento de energia, pode estar também associado um aumento da percentagem de energia produzida por parte da fonte renovável, necessitando também da otimização das estratégias de operação através de metodologias de integração das fontes fornecedoras de energia. No futuro, prevê-se que seja economicamente viável uma capacidade de armazenamento suficiente para durante a noite assegurar, em exclusivo, o fornecimento da energia necessária ao sistema. Desta forma, serão reduzidas as emissões poluentes, os custos de produção, além do ruído de funcionamento associado aos geradores diesel (preocupante em Resorts de luxo isolados). No âmbito deste projeto, estudando a relação entre o número de ciclos e a capacidade das baterias presentes no banco, será possível evitar a substituição das mesmas no final do ano 15, através da adição ao banco de novas baterias (conforme explicado no 5.1 – Balanço Técnico), reduzindo assim os custos do sistema e podendo torná-lo economicamente viável. No futuro será também interessante estudar de forma ainda mais detalhada a dependência entre a estratégia de operação e o dimensionamento do sistema. Ao nível do continente africano, será essencial obter dados mais concretos de consumo, sendo para isso necessária autorização das entidades governamentais e realização de medições no local, com os devidos equipamentos. Relevante ainda será desenvolver outras estratégias de operação que utilizem algoritmos de controlo mais sofisticados. Será também interessante aferir quais as vantagens e desvantagens associadas à aplicação dos diferentes softwares de simulação (SMA Sunny Design Web [26] e Homer). 94 Anexos 8.2 - Anexo B Na Figura 8.3 está presente um esquema da instalação individual do gerador diesel Caterpillar 12CM32 utilizado. Figura 8.3 - Esquema instalação individual gerador Caterpillar 12CM32 95 Anexos 95 8.3 - Anexo C Neste anexo é apresentado o portfolio do inversor EFASOLAR 630, da EFACEC. Figura 8.4 - Portfolio Inversor EFASOLAR 630 Anexo C 96 96 Figura 8.5 - Portfolio Inversor EFASOLAR 630 - Continuação