Análise da Viabilidade Económica do Armazenamento de Energia em Autoprodução

FACULDADE DE ENGENHARIA DA UNIVERSIDADE DO PORTO Análise da viabilidade económica do armazenamento de energia em autoprodução João Miguel de Meira da Silva Carvalho Mestrado Integrado em Engenharia Eletrotécnica e de Computadores Orientador: Prof. Doutor Fernando Maciel Barbosa 25 de Junho de 2018 c João Miguel de Meira da Silva Carvalho, 2018 Resumo O consumo cada vez maior de energia, a escassez de recursos fósseis e o aquecimento global causado pelas emissões de gases de efeito estufa conduziram a uma forte aposta em fontes de energia diferentes das convencionais para atender às necessidades energéticas. Neste contexto, a produção de energia elétrica a partir de fontes renováveis é uma das soluções mais promissoras adotada por muitos países para garantir esta transição energética. Portugal, devido à sua localização geográfica privilegiada, é um dos países com melhores condições para a implementação das energias renováveis, com especial destaque para a energia fotovoltaica, dado a sua maturidade, flexibilidade e fácil instalação. Em 2014, Portugal publicou legislação sobre o autoconsumo, decreto-lei 153/2014, de 20 de Outubro de 2014, incentivando a autoprodução a partir de energias renováveis e, consequentemente, a diminuição na compra de eletricidade à rede. O autoconsumo é um modelo de produção de energia elétrica descentralizado em que a energia elétrica produzida satisfaz as necessidades do consumidor. A presente dissertação, analisa a viabilidade económica de sistemas de autoconsumo de energia solar fotovoltaica em edifícios residenciais em Portugal, com a possibilidade de integrar armazenamento de energia. Os sistemas analisados são baseados em simulações para três perfis de consumo típicos com dois regimes tarifários, em três locais geográficos de Portugal, todos com a mesma potência contratada. Palavras-Chave: análise económica, autoconsumo, autoprodução, energia, fotovoltaico. i ii Abstract An increase in energy consumption as well as the scarcity of fossil resources and global warming due to greenhouse gases emissions resulted in a strong focus on non-conventional energy sources to meet energy needs. In this context, the production of electricity from renewable sources is one of the most promising solutions adopted by many countries to guarantee this energy transition. Portugal, due to its privileged geographical location, is one of the countries with the best conditions for the implementation of renewable energies, with particular emphasis on photovoltaic energy, given its maturity, flexibility and easy installation. In 2014, Portugal published legislation on self-consumption, decree-law 153/2014, of October 20, 2014, encouraging self-production from renewable energies and, consequently, a decrease in the purchase of electricity from the grid. Self-consumption is a decentralized model of electric energy production where the electric energy produced satisfies the needs of the consumer. The present dissertation analyzes the economic viability of self-consumption solar photovoltaic systems in residential buildings in Portugal, with the possibility of integrating energy storage. The systems analyzed are based on simulations for three typical consumption profiles with two tariff regimes, in three geographic locations in Portugal, all with the same contracted power. Keywords: economic analysis, energy, photovoltaic, self-consumption, self-production. iii iv Agradecimentos A realização desta dissertação contou com importantes apoios e incentivos sem os quais não se teria tornado uma realidade e aos quais estarei eternamente grato. Começo por agradecer ao meu orientador Prof. Doutor Fernando Maciel Barbosa, pela oportunidade e disponibilidade, a partilha do saber e as valiosas contribuições para o trabalho. Aos meus amigos e companheiros da Fraternitatem Viananensis,Casa Do Benfica de Paranhos,Forasteiros,Coyote 1996,Agarrados e todos os meus colegas que me acompanharam nesta etapa universitária e que me ajudaram a vivê-la na totalidade. Obrigado por todo o apoio, companheirismo, amizade e momentos inesquecíveis. Finalmente, expressar a minha eterna e profunda gratidão aos meus pais e irmão, por todo o apoio e encorajamento contínuo ao longo destes anos de estudo. Esta conquista não seria possível sem eles. A todos o meu sincero obrigado, João Miguel v vi “I’ll ride the wave where it takes me.” Eddie Vedder vii xiv LISTA DE TABELAS Abreviaturas e Símbolos AC Autoconsumo AP Autoprodução AS Autossuficiência APRE Associação Portuguesa de Energias Renováveis BESS Battery Energy Storage System BT Baixa Tensão BTE Baixa Tensão Especial BTN Baixa Tensão Normal CA Corrente Alternada CAES Compressed Air Energy Storage CC Corrente Contínua CF Cash Flow CIEG Custo de Interesse Económico Geral CUR Comercializador de Último Recurso DGEG Direção-Geral de Energia e Geologia DOD Depth Of Discharge EDP Energias de Portugal EEGO Entidade Emissora de Garantias de Origem ERSE Entidade Reguladora dos Serviços Energéticos GO Garantias de Origem IVA Imposto sobre o Valor Acrescentado Li Lítio LiFePO4Fosfato de Lítio-Ferro LCOE Levelized Cost Of Energy MT Média Tensão Ni-Cd Níquel-Cádmio NiMH Níquel Metal-Hidreto O&M Operação e Manutenção OMIE Operador do Mercado Ibérico de Energia ORD Operador da Rede de Distribuição Pb Chumbo PNAEE Plano Nacional de Ação para a Eficiência Energética PNAER Plano Nacional de Ação para as Energias Renováveis PVGIS Photovoltaic Geographical Information System RESP Rede Elétrica de Serviço Público xv xvi ABREVIATURAS E SÍMBOLOS SEN Sistema Elétrico Nacional SERUP Sistema Eletrónico de Registo de Unidades de Produção SMES Superconducting Magnetic Energy Storage SOC State Of Charge SRM Sistema de Registo da Microprodução TIR Taxa Interna de Rendibilidade UE União Europeia UPAC Unidade de Produção para Autoconsumo UP Unidade de Produção UPP Unidade de Pequena Produção VAL Valor Atual Líquido Capítulo 1 Introdução 1.1 Enquadramento e Motivação A União Europeia (UE), apesar de ser a segunda maior economia mundial, possui poucas reservas energéticas, consome um quinto da energia produzida a nível mundial, sendo que metade desta energia consumida é importada. Esta dependência energética externa tem consequências enormes para a economia europeia, implicando uma perda de riqueza anual superior a 350 mil milhões de euros [1]. Desta forma, a UE traçou uma meta para 2020, que 20% do consumo de energia seja feito a partir de fontes renováveis (e de, pelo menos, 27% em 2030), Com esta medida, a capacidade de produção a partir de fontes renováveis tem crescido de forma exponencial. Entre 2011 e 2016 a capacidade de produção fotovoltaica, em todo o mundo, aumentou em cerca de 260 gigawatts, dos quais 45.2 gigawatts na Europa [2]. Estima-se que em 2017, na Europa, houve um crescimento de 28% em relação a 2016, equivalente a 8.6 gigawatts (6.7 GW em 2016). Em 2016, o declínio do mercado europeu resultou do encerramento do programa de incentivo solar no Reino Unido. Nesse ano, dois países europeus pertenciam aos 10 principais mercados mundiais de energia solar, com o Reino Unido classificado em 4olugar e a Alemanha em 5o[3]. A figura 1.1 mostra a evolução da capacidade instalada total solar em todo o mundo. 1 2Introdução Figura 1.1: Evolução da capacidade instalada total solar no mundo [4]. A produção de energia a partir de fontes renováveis na UE, contribuiu para diminuir as importações de combustíveis fósseis equivalente a um montante de 400 mil milhões de euros por ano. Esta forte aposta no setor das tecnologias "verdes"veio também contribuir para um crescimento na empregabilidade. Em 2011, este setor representava 1,2 milhões de postos de trabalho em toda a UE, e segundo as previsões, estima-se que até 2020 empregue mais 4 milhões de pessoas em todo o setor. As alterações climáticas são também uma forte preocupação, dada a sua grande ameaça ambiental, social e económica. Desta forma a produção de energia a partir de fontes renováveis assume também um importante papel, pois contribuem para a redução das emissões de gases com efeito de estufa. Neste sentido, a UE comprometeu-se em reduzir até 2020, em 20% as emissões de gases com efeitos de estufa, em relação aos níveis registados em 1990 [1]. Concluindo, a eficiência energética e o recurso a fontes de energias renováveis são os caminhos para alcançar estes objetivos propostos pela UE. A meta 20-20-20 – 20% de produção de energia a partir de fontes renováveis, 20% de eficiência energética e uma redução de 20% na emissão de gases com efeitos de estufa até ao ano de 2020 – tem orientado os países europeus em planos estratégicos e políticos no sentido de alcançar estes objetivos. Apesar da atual situação económica que se vive, Portugal continua a desenvolver e a reformular a sua política energética com vários resultados evidentes. Um maior incentivo à implantação da energia renovável e uma maior preocupação na eficiência energética são exemplos destas novas reformas políticas. Neste sentido, com estas recentes mudanças significativas, tanto económicas como energéticas, foi necessário rever a estratégica energética nacional, surgindo uma nova proposta para integrar o Plano Nacional de Ação para a Eficiência Energética (PNAEE) e o Plano Nacional de Ação para as Energias Renováveis (PNAER). Com esta nova estratégia, resultou um maior incentivo e custos de investimento mais baixos para a utilização de energia proveniente de 1.1 Enquadramento e Motivação 3 fontes renováveis e na adoção de medidas de eficiência energética, também resultaram propostas para reforçar as interconexões com as redes europeias de eletricidade e gás natural de maneira a que os objetivos propostos europeus e nacionais para 2020 sejam cumpridos. Os novos planos nacionais estabeleceram ainda novos objetivos de poupança de energia até 2020, uma redução de 25% do consumo da energia primária e uma redução de 30% do consumo de energia na Administração Pública. No que respeita à utilização da energia proveniente de fontes renováveis, Portugal está comprometido com uma quota de 31% do consumo final bruto de energia e de 10% no setor dos transportes [5]. Dada a inexistência de recursos energéticos de origem fóssil, Portugal é um país extremamente dependente da energia exterior, em termos de energia primária. Segundo os dados facultados pela Eurostat, a média da dependência energética na Europa ronda os 54% e, no caso português, esse valor ascende aos 79%. Deste modo, estes objetivos, estabelecidos de acordo com as metas europeias «20–20–20», pretendem diminuir essa dependência energética e equilibrar o mix energético nacional [6]. Como podemos observar pela Figura 1.2, Portugal tem uma localização geográfica privilegiada para a instalação de painéis fotovoltaicos devido aos elevados índices de radiação solar a que está sujeito. Figura 1.2: Radiação Solar na Europa [7]. 4Introdução Figura 1.3: Evolução da Potência Instalada nos Centros Eletroprodutores de Portugal Continental [8]. Como podemos analisar pela figura 1.3, entre 2008 e 2017, a tecnologia eólica foi a que mais evoluiu, um aumento de 2,26 GW em potência instalada. Já a instalação fotovoltaica em valores relativos foi a que mais cresceu, tendo evoluído de uma potência instalada praticamente inexistente para um valor de 481 MW. Segundo dados facultados pela Associação Portuguesa de Energias Renováveis (APREN), estima-se que para 2020, a potência instalada a partir de energias renováveis ascenda aos 16 GW [8,9]. Figura 1.4: Produção fotovoltaica por regiões em Portugal [8]. 1.2 Objetivos 5 Relativamente à produção fotovoltaica em território nacional, pela análise da figura 1.4 podemos concluir que a região do Alentejo foi responsável por cerca de 40% dessa produção em 2017. Estes valores são facilmente justificados pelas condições favoráveis à produção de energia solar a que a região alentejana está sujeita, como podemos observar pela Figura 1.5. Desde 2014, destaca-se a entrada em funcionamento, de 11 centrais fotovoltaicas de concentração, totalizando uma potência de 14 MW [8]. Apesar de se verificar uma notória evolução na instalação fotovoltaica nos últimos anos, ainda não é suficientemente ambiciosa face aos recursos que Portugal tem ao seu dispor. Figura 1.5: Níveis de Radiação Solar em Portugal [10]. 1.2 Objetivos A presente dissertação tem como objetivo avaliar a viabilidade económica dos sistemas de autoconsumo de energia solar fotovoltaica no setor residencial em Portugal. Foram considerados apenas sistemas ligados à rede pública com possibilidade de armazenar energia em baterias. Foram estudados e simulados sistemas para vários tipos de consumidores localizados em várias regiões do país, de forma a estudar a influência económica que num investimento desta natureza pode ter. Os perfis de consumo foram criados e caracterizados a partir dos diagramas de carga tipo disponibilizados pela Entidade Reguladora dos Serviços Energéticos (ERSE). Os perfis de produção foram obtidos a partir dos valores típicos da irradiação solar de cada localidade recorrendo à ferramenta Photovoltaic Geographical Information System (PVGIS). Para este efeito, foi implementado um modelo no Microsoft Office Excel para o tratamento de dados e análise económica de cada sistema. 6Introdução 1.3 Estrutura da Dissertação Para além do capítulo 1no qual consta a introdução e os objetivos, esta dissertação está organizada em mais 6 capítulos. No capítulo 2, são descritos os sistemas de autoconsumo e é feita uma análise aos seus benefícios e barreiras. Ainda são abordadas algumas políticas de autoconsumo adotadas na UE. No capítulo 3é feita uma exposição sobre a atual legislação em vigor, o Decreto-Lei n.o 153/2014, que estabelece o regime jurídico aplicável à produção de energia destinada para o autoconsumo. É também feita uma breve apresentação da evolução da legislação nacional até à presente data. No capítulo 4é feito um enquadramento às tecnologias utilizadas para armazenamento de energia. No capítulo 5é descrita a metodologia implementada no Microsoft Office Excel para o estudo da viabilidade económica de cada sistema de autoconsumo. São também apresentados os casos de estudo. No capítulo 6são apresentados os resultados obtidos das simulações de cada caso de estudo. É feita uma análise dos resultados com base em indicadores energéticos e económicos. É feita uma análise entre um sistema de autoconsumo com e sem armazenamento de energia. Por fim, o capítulo 7são feitas as conclusões retiradas ao longo da realização desta dissertação e também algumas sugestões para trabalhos futuros que podem ser realizados. A dissertação termina com uma lista de referências e anexos. Capítulo 2 Autoconsumo O autoconsumo é um modelo de produção de energia elétrica a partir de energias renováveis ou não renováveis, em que a energia elétrica produzida é consumida pelo produtor, tendo a possibilidade de injetar na rede elétrica de serviço público (RESP) excedentes de produção [11]. Em Portugal, segundo várias fontes, a paridade com a rede é já uma realidade, o custo da produção de energia solar é já inferior ao custo da energia comprada à rede, como podemos observar na figura 2.1. Por este motivo, o autoconsumo é uma aposta de futuro [12,13]. Figura 2.1: Paridade com a rede [12]. 2.1 Sistemas Autónomos Os sistemas autónomos de autoconsumo são concebidos para produzir e consumir energia elétrica sem ligação à RESP nem são apoiados por outro sistema energético. São soluções ideais 7 14 Legislação Nacional As unidades de produção para autoconsumo (UPAC) destinam-se à produção de energia elétrica, a partir de fontes renováveis ou não renováveis, que têm como finalidade satisfazer as próprias necessidades de consumo, com ou sem ligação à RESP para venda dos excedentes de produção, evitando assim desperdícios, quando aplicável. As unidades de pequena produção (UPP) são instalações baseadas em apenas uma só tecnologia de produção de energia através de recursos renováveis, cuja potência de ligação à RESP não seja superior a 250 kW. Este regime permite vender toda a energia produzida à rede, sendo a remuneração obtida através de tarifas atribuídas baseadas num mercado de licitação. Os novos regimes de produção estão esquematizados na figura 3.1. Figura 3.1: Novos regimes de produção. 3.2.1 Condições de acesso A instalação de uma unidade de produção (UP) está sujeita a registo prévio de exploração dirigida à Direção-Geral de Energia e Geologia (DGEG), através do Sistema Eletrónico de Registo de Unidades de Produção (SERUP). No caso de a UPAC ter uma potência instalada igual ou inferior a 200 W está isenta de qualquer controlo ou comunicação. Para situações cuja a potência instalada da UPAC seja superior a 200 W e igual ou inferior a 1,5 kW, ou a instalação não esteja ligada à RESP é necessária uma mera comunicação prévia de exploração, mas isenta de registo. Tratando-se de uma UPAC cuja potência instalada seja superior a 1 MW, a sua instalação requer uma licença de produção e licença de exploração. O titular de uma UPAC cuja potência instalada seja igual ou inferior a 1,5 kW e que pretenda injetar energia elétrica não consumida na RESP, está sujeito a registo prévio e à obtenção de um certificado de exploração. 3.2 Atual Legislação 15 Também as UPP necessitarão de um registo prévio e de um certificado de exploração. Tabela 3.1: Processo de Licenciamento das UPAC e UPP. UPAC Processo de Licenciamento ≤200 W >200 W e ≤1,5 kW >1 MW = 1,5 kW com ligação à RESP Sem ligação à RESP UPP Mera Comunicação Prévia de Exploração x x Isenção de Controlo Prévio x Licença de Exploração x Licença de Produção x Certificado de Exploração x x Registo Prévio x x 3.2.2 Requisitos para acesso e obtenção do registo e certificado de exploração Para se proceder ao registo de uma UP, o consumidor deve preencher os seguintes requisitos: •Possuir uma instalação de utilização de energia elétrica e, no caso de esta se encontrar ligada à RESP ser titular de um contrato de fornecimento de energia celebrado com um comercializador. •A potência de ligação da UP terá de ser menor ou igual a 100% da potência contratada. •No caso de uma UPAC, a potência instalada não pode ser superior a duas vezes a potência de ligação. •Quando se trata de uma UPP, a energia consumida terá de ser igual ou superior a 50% da energia produzida. Se a instalação elétrica estiver ligada à RESP, o promotor deve averiguar as condições técnicas de ligação no local salvaguardando os limites e condições técnicas regulamentadas. O registo inicia-se com um pedido no SERUP e conclui-se com a sua aceitação. O procedimento para obtenção do registo, das licenças de produção e exploração, são aprovados por portaria do membro do Governo responsável pela área de energia. O registo da UP torna-se definitivo com a emissão do certificado de exploração. Após a instalação e verificação da UP, o certificado de exploração é emitido ao titular do registo. 3.2.3 Direitos e Deveres Os produtores de eletricidade para autoconsumo têm o direito de: •Estabelecer uma UPAC por cada instalação elétrica de utilização, recorrendo a um qualquer mix de fontes energia, renováveis e não renováveis, podendo consumir essa mesma energia produzida na UPAC. 16 Legislação Nacional •Celebrar contrato de venda da eletricidade e exportar eventuais excedentes para a RESP. •Solicitar a emissão de Garantias de Origem (GO) à Entidade Emissora de Garantias de Origem (EEGO) relativas à eletricidade produzida na UPAC e autoconsumida, proveniente de fontes renováveis. Relativamente à pequena produção, os produtores têm o direito de: •Ligar a UPP à RESP e vender toda a energia produzida através de um contrato celebrado para o efeito. Os pequenos produtores apenas podem recorrer a uma fonte de energia. Os produtores têm o dever de: •Suportar os custos da ligação da instalação à RESP. •Suportar os custos associados aos contadores que medem a energia produzida pela UPAC. No caso da instalação se encontrar ligada à RESP e for dotada de uma potência de instalação superior a 1,5 kW ou quando a potência instalada é inferior a 1,5 kW e pretenda fornecer a energia elétrica não consumida, devem também suportar os custos dos contadores que medem o total da energia injetada na rede. •Pagar a compensação devida pela UPAC. •Injetar na rede a totalidade da energia produzida pela UPP. •Dimensionar a UPAC de forma a garantir uma aproximação entre a quantidade de energia produzida com a energia consumida. •Fornecer à DGEG todas as informações e dados técnicos relativos à eletricidade produzida na UP, assim como facilitar o acesso à UP ao pessoal técnico, ao Comercializador de Último Recurso (CUR) e a operador da rede. •Celebrar um seguro de responsabilidade civil para a reparação de danos corporais ou materiais causados a terceiros, cujo capital seguro e condições mínimas são definidos em Portaria do Governo. •Assegurar a certificação de todos os equipamentos de produção instalados. 3.2.4 Procedimentos de Inspeção e Reinspeção Após o registo ser aceite, o titular deverá solicitar a realização da inspeção à UP num prazo máximo de 8 meses para instalações da categoria BB (instalações de utilização alimentadas em BTN ou BTE) e de 12 meses para as restantes instalações. Se do relatório de inspeção resultar a não existência de defeitos ou não conformidades, é emitido o certificado de exploração definitivo e autorizada a ligação da UP à instalação de utilização. Se ainda se mantiverem as deficiências ou desconformidades que podem colocar em risco a segurança de pessoas ou bens o certificado de exploração definitivo não é emitido. Desta forma, o produtor deverá proceder à sua correção e solicitar reinspeção. 3.2 Atual Legislação 17 3.2.5 Atividade de produção para autoconsumo Para as UPAC ligadas à RESP e com potência instalada superior a 1,5 kW a contagem da energia total produzida é, obrigatoriamente, feita por telecontagem. O contador responsável para este efeito terá de ser capaz de medir a energia produzida pela UPAC e a energia adquirida ao comercializador. Caso a instalação de utilização não esteja ligada à RESP a contagem não é necessária. Na situação em que a energia produzida pela UPAC seja de origem renovável, a sua potência instalada seja inferior ou igual a 1 MW e a instalação de utilização esteja ligada à RESP, o produtor pode oficializar um contrato de venda de eletricidade com o CUR. 3.2.5.1 Remuneração da Energia Proveniente das UPAC A remuneração das UPAC pela energia fornecida à RESP é calculada através da expressão 3.1: RUPAC,m=Ef ornecida,m×OMIEm×0,9 (3.1) Onde: •RUPAC,m — A remuneração da eletricidade fornecida à RESP no mês m, em e; •Efornecida,m — A energia fornecida no mês m, em kWh; •OMIEm— 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 e/kWh; •m — O mês a que se refere a contagem da eletricidade fornecida à RESP. O valor 0,9 corresponde a uma dedução de 10% feita à energia fornecida, para compensações dos custos de injeção. 3.2.5.2 Compensação devida pelas UPAC Após a obtenção do certificado de exploração, as UPAC que se encontram ligadas à RESP e sejam dotadas de uma potência instalada superior a 1,5 kW, estão sujeitas ao pagamento de uma compensação mensal fixa durante os primeiros 10 anos, calculada através da expressão 3.2: CUPAC,m=P UPAC ×VCIEG,t×Kt(3.2) Onde: •CUPAC,m — Compensação paga no mês m por cada kW de potência instalada; 18 Legislação Nacional •PUPAC — Valor da potência instalada da UPAC; •VCIEG,t - Valor que permite recuperar os Custos de Interesse Económico Geral (CIEG) da respetiva UPAC, medido em e/kW, calculados no ano t; •Kt— 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 (SEN), no ano t; •t — Ano de emissão do certificado de exploração da respetiva UPAC. Na tabela 3.2 estão indicados os valores associados a VCIEG,t da equação 3.2, em epor kW, apurado para 2018, nos termos do Decreto-Lei no153/2014, de 20 de outubro. Tabela 3.2: Valor associado à recuperação dos custos decorrentes de medidas de política energética, de sustentabilidade ou de interesse económico geral VCIEG,t, em 2018 [27]. Nível de tensão / Tipo de fornecimento VCIEG,2018 (e/kW)/mês AT 3,158 MT 4,140 BTE 5,478 BTN >20,7 kVA 5,536 BTN ≤20,7 kVA 8,495 O coeficiente de ponderação Ktassume diversos valores. Se o total da potência instalada das UPAC exceder os 3%, ou se situar entre 1% e os 3% ou se for inferior a 1% do total da potência instalada do centro eletroprodutor do SEN, assume respetivamente os valores indicados na tabela 3.3: Tabela 3.3: Valores associados ao coeficiente de ponderação Kt. Total Potência Instalada da UPAC / Total Potência Instalada SEN Kt >3% 50% Entre 1% e 3% 30% <1% 0% 3.2.6 Atividade de produção para pequena produção A potência de ligação de atribuição à UPP não pode ser superior a uma quota anual de 20 MW, sendo que o SERUP encerra automaticamente o procedimento de registo para as UPP nesse ano. Para o produtor ter acesso ao regime remuneratório, deverá optar por uma das 3 categorias seguintes: •Categoria I - o produtor apenas pretende a instalação de uma UPP; •Categoria II - o produtor pretende a instalação de uma UPP e de uma tomada elétrica para carregamento de veículos elétricos no local de consumo; 3.2 Atual Legislação 19 •Categoria III - para além da instalação de uma UPP, o produtor pretende instalar no local de consumo coletores solares térmicos com um mínimo de 2 m2de área útil ou de uma caldeira a biomassa. A energia elétrica produzida pela UPP é remunerada pela tarifa atribuída com base num modelo de licitação, onde os produtores oferecem descontos à tarifa de referência. Esta tarifa de referência é estabelecida mediante portaria do membro do Governo responsável pela área de energia. Após o início de injeção de energia elétrica à RESP, a tarifa de remuneração atribuída é válida por um período de 15 anos não sendo acumulável com outro tipo de incentivo à produção de energia em regime especial, nem os produtores poderão optar por outro regime remuneratório durante este período. A tarifa remuneratória varia consoante o tipo de energia primária utilizada que resulta da aplicação de percentagens à tarifa de referência. Terminado o período da tarifa atribuída, a remuneração é realizada pelo regime geral da produção em regime especial. A contagem da energia produzida é feita através de telecontagem, através de um contador bidirecional ou um contador capaz da contagem líquida dos dois sentidos, colocado em local de acesso livre ao comercializador e ao operador da rede de distribuição (ORD) e autónomo do contador de consumo. Para os consumidores em média tensão (MT) com contagem de energia em BT, a ligação da UPP pode ser feita em BT, a montante do contador de consumo, portanto, deve ser construído um quadro de baixa tensão para ligação da UPP, que permita separar a instalação de produção da de consumo. Os contadores de produção e consumo devem ser instalados juntos. O CUR é o responsável por celebrar o contrato de compra e venda de energia proveniente da UPP e do seu pagamento. 3.2.7 Taxas Aos pedidos de registo e alteração de registo da UP, pedido de reinspeção e ainda inspeções periódicas à UP serão cobradas taxas. O montante e o modo de pagamento são definidos em portaria do membro do Governo responsável pela área de energia. O valor destas taxas pode ser atualizado anualmente, com base na evolução do índice de preços ao consumidor. 3.2.8 Fiscalização As UP são sujeitas a fiscalização, por parte da DGEG, para verificar a sua conformidade com o disposto no Decreto-Lei no153/2014 e no Regulamento Técnico e de Qualidade. As UP com potência instalada superior a 1,5 kW são sujeitas a inspeções periódicas de 10 anos, caso a sua potência seja inferior a 1 MW, ou em períodos de 6 anos nos restantes casos. Em caso de infrações, as coimas podem ir de e100,00 a e3740,00 ou de e250,00 a e44800,00, consoante o produtor seja uma pessoa singular ou coletiva, respetivamente. 20 Legislação Nacional Tabela 3.4: Análise sumária dos principais requisitos exigidos às UPAC[28]. UPAC com ligação à RESP ≤200 W >200 W e ≤1500 W >1,5 kW e ≤1 MW >1 MW Sem Ligação à RESP Registo - Comunicação Prévia Controlo Prévio Certif. Exploração Licença de Produção e Exploração Mera Comunicação Prévia Contagem - - Por telecontagem Por telecontagem - Remuneração Excedente Apenas se existir registo Apenas se existir registo x Apenas por contratos bilaterais - Compensação Isento Isento x x - Taxas Registo - Isento x x Isento Fonte de Energia Renovável e não renovável Limite de Potência Potência de ligação <100% da potência contratada da instalação de consumo Requisitos de Produção Produção anual deve ser inferior às necessidades de consumo Venda de excedentes ao CUR Seguro. Resp. Civil - - x x - Outros aspetos Não existe quota de atribuição Tabela 3.5: Análise sumária dos principais requisitos exigidos às UPP[28]. UPP Registo Controlo Prévio / Certificado de Exploração Contagem Telecontagem Remuneração da Energia Vendida x Taxas de Registo x Fonte de Energia Renovável Limite de Potência Potência de ligação <100% da potência contratada na instalação de consumo Potência de ligação até 250kW Requisitos de Produção Produção anual <2x consumo da instalação Venda da totalidade da energia ao CUR Seguro Responsabilidade Civil x Outros aspetos Quota máxima anual de potência atribuída (20 MW) 3.3 Conclusões Em Portugal, o autoconsumo é regulamentado pelo Decreto-Lei no153/2014, de 20 de outubro. Com o novo diploma, as UPAC têm a possibilidade de vender os excedentes de produção ao 3.3 Conclusões 21 CUR, sendo que o valor a aplicar é o preço de mercado penalizado de 10%. O diploma estabelece ainda a obrigatoriedade da contagem de eletricidade para UPAC com potências superiores a 1,5 kW e com ligação à rede pública, caso não haja ligação à RESP, este parâmetro não é exigido. O registo dos sistemas é feito via eletrónica através do SERUP e é obrigatório para sistemas com potências superiores a 200 W. Se a UPAC produzir anualmente mais do que as necessidades locais, a injeção dos excessos de produção na rede não serão remunerados. 22 Legislação Nacional Capítulo 4 Armazenamento de Energia O armazenamento de energia elétrica não é uma tecnologia recente, é um conceito com mais de 100 anos de existência. Desde então, tecnologias de armazenamento de energia têm sido desenvolvidas. Estima-se que 1,1 biliões de pessoas no mundo vivem sem acesso à eletricidade e, destas pessoas 84% vivem em áreas rurais onde a expansão da rede pode ser excessivamente cara [29]. Normalmente, esta população depende de geradores a diesel e/ou sistemas de energia renovável. Os consumidores dependentes do diesel, enfrentam preços voláteis e potenciais perdas de abastecimento em áreas politicamente, economicamente ou ambientalmente instáveis, enquanto que os sistemas a partir de fontes renováveis, fornecem energia para aqueles que vivem longe da rede pública e protege-os da volatilidade do custo do diesel. Sem ligação com a rede pública, o armazenamento de energia é um fator crucial para garantir a confiabilidade destes sistemas autónomos de energia renovável [30,31]. O armazenamento de energia elétrica também é uma solução para melhorar os índices de autoconsumo. Devido à discrepância entre a irradiação solar e as cargas locais, as taxas de autoconsumo em sistemas fotovoltaicos domésticos rondam geralmente entre os 25% e 30%. Por exemplo, o sistema fotovoltaico tem o seu pico de geração durante o meio-dia e não produz durante a noite. Esse pico poderá ser superior às necessidades do consumidor, pelo que recorrendo a uma unidade de armazenamento, poderá assim armazenar os excessos de produção. Além disso, a imprevisibilidade das condições meteorológicas podem impedir os painéis fotovoltaicos de funcionar nas suas melhores condições, pelo que é outra razão para o uso de sistemas de armazenamento da energia produzida em momentos anteriores. Deste modo, a implementação de sistemas de armazenamento trará melhores níveis de fiabilidade para os consumidores graças à independência energética, protegendo-os, nomeadamente, de potenciais avarias na rede de distribuição [32,33]. 23 30 Metodologia e Casos de Estudo Figura 5.1: Perfil de consumo tipo para BTN Classe A [41]. O perfil de consumo para BTN Classe A (com potência contratada superior a 13,8 kVA), está associado a instalações com utilização profissional. Existe pouca variação entre os períodos húmido e seco, verificando-se um consumo regular durante a semana e uma quebra significativa ao fim-de-semana. Figura 5.2: Perfil de consumo tipo para BTN Classe B [41]. Através da figura 5.2, é possível observar uma ligeira diferença nos consumos entre os períodos seco e húmido. A classe B não só está associada a consumidores empresariais, mas também a consumidores residenciais, demonstrando assim as diferenças de consumo entre estes dois períodos. Os clientes residenciais, carecem de outras necessidades energéticas durante os meses mais húmidos e frios. 5.1 Perfis de Consumo 31 Figura 5.3: Perfil de consumo tipo para BTN Classe C [41]. Figura 5.4: Perfil de consumo tipo mensal para BTN Classe C [42,43]. Analisando as figuras 5.3 e5.4, o perfil de consumo de Classe C aponta para um consumo maioritariamente residencial. Tal como no perfil de classe B, os maiores consumos ocorrem nos períodos mais húmidos e frios. 32 Metodologia e Casos de Estudo Figura 5.5: Perfil de consumo tipo semanal para BTN Classe C [42,43]. Estando este perfil associado a clientes maioritariamente residenciais, é natural que seja ao fim de semana onde haja um maior consumo energético, como podemos constatar pela figura 5.5. Nesta dissertação, pretende-se analisar a viabilidade económica da instalação de um sistema de autoconsumo para habitações residenciais, deste modo, considerou-se o perfil de consumo BTN de Classe C. Através dos diagramas de carga padrão disponibilizados pela ERSE, foram criados os perfis de carga anuais dos consumidores para três tipos de consumo distintos. Como referido anteriormente, estes perfis de consumo representam o consumo anual padrão discriminados em intervalos de 15 minutos, correspondendo a soma destes períodos a um valor de 1000 kWh. Foram, então, considerados os seguintes tipos de consumidores: 1 – Corresponde a uma pessoa solteira, com um consumo anual de cerca de 2000 kWh. 2 – Corresponde a um casal, com um consumo anual de cerca de 3600 kWh. 3 – Corresponde a um casal com dois filhos, com um consumo anual de cerca de 5800 kWh. Para obter o perfil de consumo em intervalos de 15 minutos para cada tipo de consumidor foi utilizada a expressão: Per f ilConsumidor =BT NC×ConsumoAnual 1000 (5.1) Depois de calculados os três diferentes perfis, foi efetuada uma correção dos valores para intervalos horários. 5.2 Tarifas 33 5.2 Tarifas Para os três perfis apresentados, foram calculados os gastos anuais com energia ativa para dois regimes tarifários: tarifa simples e tarifa bi-horária. No final de 2020, a tarifa regulada vai acabar e todos os consumidores terão de passar o seu contrato de eletricidade para o mercado livre. Deste modo, durante este período, as tarifas de venda aos consumidores finais publicadas pela ERSE passaram a ser de caráter transitório. O preço da eletricidade para 2018 para Portugal Continental, publicado pela ERSE em Dezembro de 2017 pode ser consultado na tabela 5.2. Tabela 5.2: Tarifa transitória de venda a clientes finais em BTN (≤20,7 kVA e >2,3 kVA) [27]. Energia Ativa e/kWh Tarifa simples ≤6,9 kVA 0,1646 Tarifa simples >6,9 kVA 0,1652 Tarifa bi-horária ≤6,9 kVA Horas foras de vazio 0,1948 Horas de vazio 0,1009 Tarifa bi-horária >6,9 kVA Horas foras de vazio 0,1986 Horas de vazio 0,1016 Tarifa tri-horária ≤6,9 kVA Horas de ponta 0,2213 Horas de cheias 0,1743 Horas de vazio 0,1009 Tarifa tri-horária >6,9 kVA Horas de ponta 0,2253 Horas de cheias 0,1765 Horas de vazio 0,1016 No presente estudo, as tarifas assumidas são válidas para potências contratadas até 6,9 kVA. Importante referir, que os custos associados à potência contratada não foram considerados, uma vez que a produção fotovoltaica apenas irá afetar os custos dos consumos de energia ativa. Em Portugal Continental, os períodos horários de entrega da energia elétrica podem ser diferenciados em dois ciclos: ciclo semanal e ciclo diário. No caso do ciclo diário, os períodos horários são iguais em todos os dias do ano. No ciclo semanal, há uma diferenciação entre os períodos horários nos dias úteis e fim de semana. Para este trabalho, como vão ser avaliados dois regimes tarifários, tarifa simples e bi-horária, considerou-se o ciclo diário. Com base na tabela 5.3, podemos então definir: •Vazio – entre as 22h00 e as 8h00 •Fora do Vazio – entre as 8h00 e as 22h00 34 Metodologia e Casos de Estudo Tabela 5.3: Ciclo diário para BTE e BTN em Portugal Continental [44]. Período de Inverno Período de Verão Ponta 09h00 - 10h30 10h30 - 13h00 18h00 - 20h30 19h30 - 21h00 Cheias 08h00 - 09h00 08h00 - 10h30 10h30 - 18h00 13h00 - 19h30 20h30 - 22h00 21h00 - 22h00 Vazio Normal 06h00 - 08h00 06h00 - 08h00 22h00 - 02h00 22h00 - 02h00 Super Vazio 02h00 - 06h00 02h00 - 06h00 5.3 Perfil de Produção Fotovoltaico Os dados por hora da irradiação solar foram obtidos através do software PVGIS. Os dados da irradiação solar usados pelo PVGIS consistem em valores para cada hora durante um período de vários anos, com base em dados de satélites. Desta maneira, este software permite descarregar o conjunto de dados por hora para a irradiação solar para a região geográfica desejada. Para melhor entender o impacto da produção fotovoltaica, foram estudadas três localidades distintas: Porto, Lisboa e Faro. Figura 5.6: Software PVGIS para a obtenção dos dados da irradiação solar [7]. Depois de descarregados os dados, através da expressão 5.2, foi calculada a autoprodução para cada hora: AP =A×r×H×PR (5.2) Onde: •AP – Autoprodução na hora t, expressa em kWh; •A – Área total dos painéis, expressa em m2; •r – Eficiência de um painel solar. É calculado através da relação entre a potência de um painel e a área tendo em conta o número de células e as suas dimensões; •H – Irradiação solar na hora t, expressa em W/m2; 5.4 Operação do Sistema 35 •PR – Coeficiente de perdas, com o valor de 0,75. Figura 5.7: Comparação da produção fotovoltaica entre um dia de Inverno e um dia de Verão em Lisboa. Como seria de esperar, o Verão apresenta níveis de produção fotovoltaica superiores aos dias de Inverno devido ao tempo da exposição solar. Durante os meses de Verão, a produção de energia elétrica ocorre a partir das 5h00 até às 19h00. No caso dos meses de Inverno, ocorre entre as 7h00 e as 17h00. O máximo da produção fotovoltaica é atingido durante o meio-dia em qualquer mês do ano, isto é justificado pela orientação a sul dos painéis solares. 5.4 Operação do Sistema Para melhor entender a operação do sistema e antes da descrição técnica do modelo utilizado, é importante perceber o fluxo de energia em casos onde a autoprodução é superior ao consumo ou vice-versa, onde a autoprodução não é suficiente para satisfazer a necessidade do consumo da habitação. Como podemos analisar pela figura 5.8, em situações onde a produção fotovoltaica é superior ao consumo, a bateria vai armazenar o excesso de energia. Este fluxo de energia é convertido de corrente alternada para corrente contínua através do inversor carregador. Quando a bateria atinge a sua capacidade de armazenamento, o excesso de energia é injetado na RESP. 36 Metodologia e Casos de Estudo Figura 5.8: Esquema representativo quando o sistema carrega a bateria. No caso onde a produção fotovoltaica não é suficiente para alimentar o consumo, dá-se primazia à energia armazenada na bateria para satisfazer essa necessidade. O fluxo de energia é então convertido de corrente contínua para corrente alternada com uma eficiência de descarga no inversor carregador. Se a energia que estiver armazenada não for suficiente para cobrir esse défice, é consumida energia através da RESP. A figura 5.9 ilustra esta situação. Figura 5.9: Esquema representativo quando o sistema descarrega a bateria. 5.4.1 Unidade de Armazenamento O sistema de baterias armazena o excesso de energia resultante do sistema de produção fotovoltaico durante as horas de pico de geração e descarrega a energia consoante as necessidades de consumo, providenciando assim uma solução ideal para o autoconsumo fotovoltaico e reduzindo também, a dependência de energia elétrica da RESP. 5.4 Operação do Sistema 37 Foi implementado um modelo para quantificar o potencial de pequenas unidades de bateria para fornecer um maior autoconsumo. Neste estudo, o sistema de armazenamento modulado foi baseado numa bateria de iões de lítio com cátodo de fosfato de lítio-ferro (LiFePO4), em detrimento das baterias de chumbo-ácido, visto que o seu desempenho e tempo de vida são superiores, como já analisado no capítulo anterior. Para prolongar a vida útil da bateria, limitou-se o estado de carga (SOC – State Of Charge) em 20% para o estado de carga mínimo, e 80% para o seu limite máximo. Deste modo, evitam-se elevados valores de tensão e elevadas profundidades de descarga (DOD), o tempo de envelhecimento da bateria é assim retardado, evitando a sua substituição [45]. Pela ficha técnica do equipamento utilizado, os processos de carga e descarga (roundtrip cell efficiency) estão sujeitos a perdas de 4%. As eficiências associadas ao inversor/carregador, para os processos de conversão CA/CC e CC/CA foram definidas em 95% [46]. O modelo da bateria foi aplicado para intervalos horários, consoante a produção fotovoltaica e o consumo doméstico. Neste estudo, não foi considerada a auto-descarga da bateria. 5.4.2 Algoritmos para o cálculo das grandezas de energia 5.4.2.1 Sistema de Autoconsumo sem Armazenamento Para o sistema sem capacidade de armazenamento, as grandezas de energia foram obtidas, para cada intervalo horário, através das seguintes condições: Autoconsumo { If ( Consumo > Autoprodução ) Then Autoconsumo = Autoprodução; Else Autoconsumo = Consumo; } Onde: •Autoprodução – é a energia produzida na UPAC na hora h; •Autoconsumo – é a energia autoconsumida localmente proveniente da UPAC na hora h; •Consumo – corresponde às necessidades energéticas do consumidor na hora h. Injeção na RESP { If ( Autoprodução – Consumo > 0 ) Then Injeção na RESP = Autoprodução – Consumo; Else Injeção na RESP = 0; } 38 Metodologia e Casos de Estudo Onde: •Injeção na RESP – energia injetada na RESP quando há excedentes de produção na hora h. Consumo da RESP { If ( Consumo – Autoprodução > 0 ) Then Consumo da RESP = Consumo – Autoprodução; Else Consumo da RESP = 0; } Onde: •Consumo da RESP – energia consumida da RESP quando a produção fotovoltaica não satisfaz as necessidades do consumidor na hora h. As unidades destas grandezas de energia são todas expressas em kWh. 5.4.2.2 Sistema de Autoconsumo com Armazenamento Para um sistema com capacidade de armazenar energia, foi implementado o seguinte modelo: If ( Autoprodução > Consumo ) Then Excesso = Autoprodução – Consumo; If ( SOC < SOCmax1) Then Carrega Bateria; Else Injeção na RESP = Excesso; Else Deficit = Consumo – Autoprodução; If ( SOC > SOCmin2) Then Descarrega Bateria; Else Consumo da RESP = Deficit; Autoconsumo { If ( Consumo > Autoprodução ) Then Autoconsumo = Autoprodução + Descarga da Bateria; Else Autoconsumo = Consumo; } As unidades destas grandezas de energia são todas expressas em kWh. 1Caso o estado da carga da bateria atinja o limite máximo (SOCmax) durante o processo da carga da bateria, a energia excedente é injetada na RESP, na hora h. 2Caso o SOC mínimo (SOCmin) seja atingido durante a descarga da bateria, o défice de energia é assegurado pela RESP, na hora h. 5.5 Análise Energética 39 5.5 Análise Energética Para avaliar energeticamente o sistema de autoconsumo, dois indicadores devem ser considerados: a taxa de autoconsumo e autossuficiência. Ambos os indicadores devem ser o mais elevado possível. Autoconsumo é a razão entre a energia consumida pelo consumidor e a energia produzida pelo sistema fotovoltaico. Autossuficiência é a relação entre a energia produzida pelo sistema fotovoltaico que foi consumida e as necessidades de energia do consumidor. Estes dois indicadores foram calculados a partir das expressões 5.3 e5.4, e referem-se apenas ao primeiro ano da simulação. AC[%] = Autoconsumo Autoproducao ×100 (5.3) AS[%] = Autoconsumo Consumo ×100 (5.4) Onde: •Autoconsumo - corresponde à energia autoconsumida localmente durante o primeiro ano; •Autoprodução – é a energia produzida na UPAC durante o primeiro ano; •Consumo – consumo doméstico anual. 5.6 Análise Económica Para analisar a viabilidade de um sistema de autoconsumo, é necessário ter também em consideração alguns indicadores económicos. Foram calculados três indicadores para cada configuração do sistema, deste modo, é possível escolher qual a melhor solução para cada caso. 5.6.1 Custos O investimento inicial é um importante fator para a viabilidade económica de um sistema de autoconsumo. Para o investimento, consideraram-se os preços praticados pela empresa Solar Shop – Transição Simples [47]. Esses preços, os quais não incluem IVA, podem ser consultados na tabela 5.4. 46 Análise e Discussão de Resultados Figura 6.1: Comparação das faturas elétricas entre os dois regimes tarifários. Após uma análise sobre a tabela 6.1 e a figura 6.1, facilmente se conclui que é mais vantajoso optar pela tarifa bi-horária. O regime bi-horário origina valores mais baixos na fatura elétrica, poupando, para este caso, cerca de 50eanuais, conduzindo desta maneira, a um TIR e VAL mais elevados, e um retorno do investimento em menos tempo. Esta diferença nas faturas elétricas, é mais acentuada durante os meses de Verão, visto que a produção fotovoltaica é superior à dos meses de Inverno. A tarifa bi-horária é então mais rentável para sistemas de autoconsumo fotovoltaicos, visto que é nas horas foras de vazio, onde a tarifa é mais cara, que se conseguirá autoconsumir uma parte significativa dos consumos durante o dia. Durante as horas do vazio compra energia à RESP, que comparativamente com a tarifa simples, o preço por kWh é mais baixo. Com base nestes resultados, assumiu-se tarifa bi-horária para os restantes casos de estudo. 6.2 Caso de Estudo 2 – Influência do Tipo de Consumidor Este caso de estudo é focado em três perfis diferentes de consumo e o seu impacto no projeto da solução ótima do sistema. Foi escolhida a cidade de Lisboa para as simulações. 6.3 Caso de Estudo 3 – Influência da Localização Geográfica 47 Tabela 6.2: Resultados das simulações para o caso de estudo 2. Consumidor (kWh) UPAC (Wp) AC AS VAL TIR Payback (anos) 2000 265 100,00% 20,38% e242,67 7% 16,26 530 79,32% 32,34% e844,52 10% 12,3 795 59,39% 36,32% e829,79 9% 13,43 1595 33,50% 40,98% e412,88 6% 17,28 3600 265 100,00% 11,32% e242,67 7% 16,26 530 99,87% 22,62% e1 420,74 13% 9,78 795 88,26% 29,98% e2 031,61 14% 9,18 1595 54,65% 37,13% e2 134,81 11% 12,19 5800 265 100,00% 7,03% e242,67 7% 16,26 530 100,00% 14,06% e1 424,29 13% 9,76 795 99,99% 21,08% e2 525,15 16% 8,14 1595 77,61% 32,73% e4 032,01 16% 8,13 Como podemos observar pelos resultados obtidos das simulações, diferentes perfis de consumo originam soluções ótimas diferentes, apesar de todas as configurações serem economicamente viáveis. No geral, a TIR aumenta com o aumento do consumo anual de energia, já que um consumo anual maior geralmente leva a uma maior taxa de autoconsumo e, portanto, maior lucro e um tempo de retorno do investimento menor. Dentro do mesmo perfil de consumo, também existem variações da TIR. Esta situação pode ser explicada por diferentes correlações naturais entre os perfis de carga e de produção, resultando em taxas de autoconsumo diferentes e lucratividade, ou seja, elevadas potências de pico instaladas não refletem melhores resultados económicos, pois irá originar excessos de produção que não compensam o investimento. Com base nestes resultados, assumiram-se as configurações dos sistemas de autoconsumo dos quais resultam as soluções ótimas destas simulações para o último caso de estudo. 6.3 Caso de Estudo 3 – Influência da Localização Geográfica Este caso de estudo procura analisar o impacto que a localização geográfica tem na viabilidade económica de um sistema de autoconsumo. Foram realizadas simulações em três cidades portuguesas com características distintas: Porto, Lisboa e Faro. 48 Análise e Discussão de Resultados Tabela 6.3: Resultados das simulações para o caso de estudo 3. Localização Consumidor (kWh) UPAC (Wp) AC AS VAL TIR Payback (anos) Porto 3600 530 99,90% 21,56% e1 271,04 12% 10,34 795 89,31% 28,29% e1 794,28 13% 9,81 1595 55,59% 35,38% e1 861,38 10% 11,87 Lisboa 530 99,87% 22,62% e1 420,74 13% 9,78 795 88,26% 29,98% e2 031,61 14% 9,18 1595 54,65% 37,13% e2 134,81 11% 12,19 Faro 530 99,73% 25,61% e1 837,75 15% 8,49 795 85,66% 32,99% e2 474,20 16% 8,2 1595 51,12% 39,38% e2 568,37 12% 10,24 Mediante os resultados obtidos, as três cidades apresentam soluções economicamente viáveis. Para as três cidades, a solução ótima para este tipo de consumidor continua a ser o sistema com uma potência instalada de 795 Wp, TIR mais elevada e com períodos de recuperação do investimento menores. Também se verifica que com o aumento da potência instalada da UPAC, os valores atualizados em 20 anos também aumentam. Verifica-se, porém, que é nas cidades mais a sul que os sistemas de autoconsumo com produção fotovoltaica são mais aliciantes. Com o mesmo investimento, o consumidor consegue gerar lucro mais rapidamente e ter um VAL e TIR superiores, o que é facilmente justificado pela exposição solar a que as três localidades analisadas estão sujeitas. A Figura 6.2 apresenta as curvas de produção fotovoltaica para as três localidades durante o ano e, como seria de esperar, Faro apresenta maiores níveis de produção durante todo o ano, no que resulta em taxas de autossuficiência superiores às das cidades mais a norte, e taxas de autoconsumo inferiores. Como a produção de energia é superior, há energia que não é consumida e é injetada na RESP, traduzindo assim num decréscimo das taxas de autoconsumo. Figura 6.2: Curvas de produção fotovoltaica durante o ano para as cidades do Porto, Lisboa e Faro. 6.4 Caso de Estudo 4 – Sistemas de Autoconsumo com Armazenamento 49 6.4 Caso de Estudo 4 – Sistemas de Autoconsumo com Armazenamento Este caso de estudo tem como propósito analisar sistemas de autoconsumo com armazenamento. Foram realizadas simulações para os três perfis de consumo e para as três localidades. Os resultados obtidos apresentam-se nas tabelas 6.4,6.5,6.6,6.7,6.8 e6.9. Tabela 6.4: Resultados das simulações para um sistema de autoconsumo sem armazenamento na cidade do Porto. Consumidor (kWh) UPAC (Wp) AC AS VAL TIR Payback (anos) 2000 530 80,59% 30,56% e703,85 9% 13,14 3600 795 89,31% 28,29% e1 794,28 13% 9,81 5800 1595 78,93% 30,95% e3 620,55 15% 8,66 Tabela 6.5: Resultados das simulações para um sistema de autoconsumo com armazenamento na cidade do Porto. Consumidor (kWh) UPAC (Wp) Bateria (kWh) AC AS VAL TIR Payback (anos) 2000 530 1,2 97,02% 37,34% -e1 428,76 1% >20 2,4 98,55% 38,13% -e3 966,07 -4% >20 3600 795 1,2 98,78% 31,68% -e383,16 4% >20 2,4 99,34% 32,03% -e2 931,38 -1% >20 5800 1595 1,2 86,55% 34,01% e1 613,37 8% 14,98 2,4 92,47% 36,39% -e501,38 4% >20 Tabela 6.6: Resultados das simulações para um sistema de autoconsumo sem armazenamento na cidade de Lisboa. Consumidor (kWh) UPAC (Wp) AC AS VAL TIR Payback (anos) 2000 530 79,32% 32,34% e844,52 10% 12,3 3600 795 88,26% 29,98% e2 031,61 14% 9,18 5800 1595 77,61% 32,73% e4 032,01 16% 8,13 Tabela 6.8: Resultados das simulações para um sistema de autoconsumo sem armazenamento na cidade de Faro. Consumidor (kWh) UPAC (Wp) AC AS VAL TIR Payback (anos) 2000 530 76,04% 35,15% e1 085,20 11% 11,05 3600 795 85,66% 32,99% e2 474,20 16% 8,2 5800 1595 74,25% 35,50% e4 726,57 17% 7,36 50 Análise e Discussão de Resultados Tabela 6.7: Resultados das simulações para um sistema de autoconsumo com armazenamento na cidade de Lisboa. Consumidor (kWh) UPAC (Wp) Bateria (kWh) AC AS VAL TIR Payback (anos) 2000 530 1,2 96,68% 39,42% -e1 267,80 1% >20 2,4 98,12% 40,00% -e3 818,93 -4% >20 3600 795 1,2 98,26% 33,38% -e145,59 5% >20 2,4 98,93% 33,61% -e2 708,26 0% >20 5800 1595 1,2 85,35% 35,99% e2 063,37 9% 14 2,4 91,23% 38,48% -e31,78 5% >20 Tabela 6.9: Resultados das simulações para um sistema de autoconsumo com armazenamento na cidade de Faro. Consumidor (kWh) UPAC (Wp) Bateria (kWh) AC AS VAL TIR Payback (anos) 2000 530 1,2 95,43% 44,11% -e900,69 2% >20 2,4 97,84% 45,22% -e3 415,79 -2% >20 3600 795 1,2 97,42% 37,52% e435,18 6% 17,94 2,4 98,70% 38,02% -e2 094,81 1% >20 5800 1595 1,2 82,35% 39,37% e2 870,92 10% 12,5 2,4 88,92% 42,52% e907,04 6% 17,67 Como podemos constatar, para o perfil de consumo mais baixo, que representa um solteiro, nenhuma das soluções com armazenamento é economicamente viável. Todos os indicadores económicos assim o indicam, com valores atualizados em 20 anos negativos e taxas de rendibilidade inferiores à taxa de desconto. Analisando o perfil de consumo que representa um casal, 3600 kWh, os resultados continuam a não ser os mais desejáveis. Apenas na cidade de Faro, o sistema com uma bateria de 1,2 kWh instalada, apresenta resultados um pouco mais satisfatórios, com um VAL de 435,18 eem 20 anos, uma TIR com apenas 6% e um retorno do investimento em quase 18 anos. Deste modo, um casal não terá qualquer vantagem em investir em sistemas de autoconsumo dotados de armazenamento. Para um agregado familiar de quatro pessoas, representado pelo terceiro perfil de consumo, as soluções viáveis englobam os sistemas de autoconsumo com capacidade de armazenamento de 1,2 kWh, destacando-se a cidade de Faro onde a solução com armazenamento de 2,4 kWh também é economicamente viável, apesar dos indicadores económicos não se revelarem atrativos, com um valor atualizado em 20 anos de 907,04 e, uma TIR de 6% e um retorno do investimento em quase 18 anos. Desta maneira, podemos concluir que configurações que envolvem baterias com capacidades superiores a 1,2 kWh não são lucrativos para este tipo de consumidores. 6.4.1 Análise: Sem Armazenamento Vs. Com Armazenamento O propósito desta secção é fazer uma análise comparativa entre as duas configurações dos sistemas de autoconsumo: com e sem capacidade de armazenamento. Foi considerada a cidade 6.4 Caso de Estudo 4 – Sistemas de Autoconsumo com Armazenamento 51 de Faro, a qual originou resultados económicos mais satisfatórios, para o perfil de consumo que representa uma família de quatro pessoas. A UPAC tem uma potência instalada de 1,59 kWp. Para o sistema de autoconsumo com capacidade de armazenamento, considerou-se a bateria de 1,2 kWh. A tabela 6.10 apresenta os valores mensais obtidos para o consumo da habitação e da produção fotovoltaica. Tabela 6.10: Valores de Consumo e Autoprodução mensais para um ano. Consumo (kWh) Autoprodução (kWh) Janeiro 622,31 151,11 Fevereiro 529,59 174,43 Março 507,10 266,31 Abril 439,10 248,20 Maio 427,11 263,48 Junho 420,92 281,79 Julho 457,77 284,79 Agosto 462,72 288,35 Setembro 424,86 265,41 Outubro 437,72 208,30 Novembro 476,64 175,01 Dezembro 594,11 165,99 Total 5800 2773,18 Para o sistema de autoconsumo sem capacidade de armazenamento, dos 2773,18 kWh produzidos, cerca de 2059,08 kWh são autoconsumidos, representando assim uma taxa de autoconsumo de 74,25% e uma taxa de autossuficiência de 35,50%, sendo a restante energia injetada na RESP. Nos meses de Verão, como seria de esperar, os valores da autoprodução são mais elevados, resultando assim em valores superiores de autoconsumo e de energia injetada na RESP relativamente aos meses de Inverno. A Figura 6.3 representa a evolução destas grandezas ao longo do ano. 52 Análise e Discussão de Resultados Figura 6.3: Grandezas de energia durante um ano para um sistema de autoconsumo sem armazenamento. Agora analisando o comportamento do sistema com bateria instalada, representado na Figura 6.4, cerca de 224,87 kWh foram armazenados ao longo do ano, elevando assim as taxas de autoconsumo e autossuficiência para 82,35% e 39,37% respetivamente. Verificou-se que o sistema continuou a injetar energia na RESP todos os meses do ano. Figura 6.4: Grandezas de energia durante um ano para um sistema de autoconsumo com armazenamento. 6.4 Caso de Estudo 4 – Sistemas de Autoconsumo com Armazenamento 53 As figuras 6.5,6.6,6.7 e6.8 representam o comportamento das grandezas de energia para dois dias distintos do ano: um dia de Inverno e um dia de Verão. No dia 13 de janeiro verifica-se um período, entre as 9h00 e as 14h00, em que a curva da energia de autoprodução é superior à curva da energia do consumo. Durante este período, os excessos da produção fotovoltaica são injetados na RESP, no caso do sistema sem armazenamento, enquanto que no sistema com bateria essa energia é armazenada e consumida, evitando assim a compra de energia da rede. Figura 6.5: Evolução das grandezas de energia durante o dia 13 de janeiro para um sistema de autoconsumo sem armazenamento. 54 Análise e Discussão de Resultados Figura 6.6: Evolução das grandezas de energia durante o dia 13 de janeiro para um sistema de autoconsumo com armazenamento. No dia 8 de julho, dado que os níveis da irradiação solar são mais elevados, a curva da energia de autoprodução vai ter um pico mais acentuado durante as horas de maior exposição solar e, consequentemente, níveis de autoconsumo superiores. Durante esse período, entre as 7h00 e as 16h00, em ambos os sistemas, parte da energia autoproduzida é injetada na RESP. Na configuração dotada de bateria, a energia foi armazenada até atingir os 80% da capacidade e, posteriormente, consumida até o estado da carga atingir os 20% da capacidade da bateria, verificando-se assim um aumento da energia autoconsumida. 6.4 Caso de Estudo 4 – Sistemas de Autoconsumo com Armazenamento 55 Figura 6.7: Evolução das grandezas de energia durante o dia 8 de julho para um sistema de autoconsumo sem armazenamento. Figura 6.8: Evolução das grandezas de energia durante o dia 8 de julho para um sistema de autoconsumo com armazenamento. Como já referido na secção 5.6.1, o custo de investimento associados a estes sistemas são de 62 Conclusões e Trabalho Futuro No futuro, estes sistemas irão ser cada vez mais interessantes, os preços dos equipamentos parecem continuar em queda e os preços da eletricidade continuam a aumentar. Com base no trabalho realizado, algumas melhorias ao modelo devem ser implementadas. Como tal, os parâmetros que influenciam o envelhecimento da bateria, como o estado de carga e a resistência interna, deverão ser analisados e incluídos. Várias tecnologias diferentes de baterias também podem ser estudadas e analisadas. Diferentes estratégias de operação e dimensionamento poderão ser consideradas para melhorar a economia e funcionamento das baterias. Referências [1] Directorate-General for Communication (European Commission). Uma energia sustentável, segura e a preços acessíveis para os europeus, 2014. [2] N S Lewis e D G Nocera. Renewables 2017, 2017. [3] James Watson. European Solar Market Grows 28% in 2017. (February):1–4, 2018. [4] SolarPower Europe. Global Market Outlook for Solar Power 2017-2021. página 60, 2017. [5] IEA. Energy Policies of IEA Countries: Portugal. página 162, 2016. [6] Energia em Portugal. URL: http://energiaportugal.pt/pt/ energia-em-portugal [último acesso em 2018-03-23]. [7] Joint Research Centre European Commission. 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