A eficiˆencia destes componentes ´e afetada principalmente por dois fatores: a potˆencia debitada e a sua temperatura de opera¸c˜ao. Para valores da percentagem da potˆencia de sa´ıda abaixo dos 10-15 % relativamente `a potˆencia de pico do m´odulo, a eficiˆencia dos in- versores ´e reduzida (Chumpolrat et al., 2014). Relativamente ao aumento da temperatura ambiente, e por isso da temperatura de opera¸c˜ao do inversor, tal leva a uma diminui¸c˜ao da eficiˆencia destes componentes.
3.6
Indicadores de an´alises de investimento
A execu¸c˜ao de qualquer projeto de investimento requer a realiza¸c˜ao pr´evia de um es- tudo de viabilidade econ´omica para aferir o seu interesse. A avalia¸c˜ao econ´omica de um projeto de investimento consiste em identificar todos os fluxos financeiros gerados pelo pr´oprio projeto, aplicando-se, posteriormente, um conjunto de metodologias de avalia¸c˜ao que permitem aferir se o projeto ´e ou n˜ao vi´avel. Os indicadores de avalia¸c˜ao de investi- mentos mais utilizados na avalia¸c˜ao de projetos de investimentos em sistemas de produ¸c˜ao descentralizada de energia s˜ao o valor atual l´ıquido (VAL), a taxa interna de rendibili- dade (TIR), tempo de retorno do investimento (Payback ) e o custo da energia produzida (LCOE ) (Castro, 2011).
• Valor Atual L´ıquido-VAL
O valor atual l´ıquido (equa¸c˜ao 3.4) ´e a diferen¸ca entre as entradas e as sa´ıdas dos fluxos monet´arios devidamente atualizados durante a vida ´util atrav´es de uma taxa de atualiza¸c˜ao que ´e definida por
ta= [(1 + tm)(1 + tr)(1 + ti)] − 1 (3.3)
onde:
• tm- taxa real de m´ınimo rendimento: taxa que pretende compensar o investidor pelo facto de n˜ao poder gastar atualmente o dinheiro investido, dado que foi aplicado no projeto fotovoltaico (Castro, 2011);
• tr- taxa de risco: taxa relativa ao risco envolvido no projeto, tal como por exemplo a varia¸c˜ao da energia produzida pelo projeto fotovoltaico com o decorrer dos anos devido `as condi¸c˜oes climat´ericas (Castro, 2011);
• ti- taxa de infla¸c˜ao: aumento cont´ınuo e generalizado dos pre¸cos numa economia
(Castro, 2011). V AL = n X j=1 F Mj (1 + ta)j (3.4)
Onde n ´e a vida ´util (ou per´ıodo de an´alise) e F Mj o fluxo monet´ario para o ano j.
Um VAL positivo ´e um sinal da viabilidade econ´omica do projeto j´a que os resultados alcan¸cados permitem cobrir o investimento inicial e ainda gerar um excedente financeiro. J´a um VAL negativo ´e uma indica¸c˜ao clara da inviabilidade econ´omica do projeto. Tam- b´em conv´em real¸car que, quanto maior for a taxa de atualiza¸c˜ao considerada no c´alculo do VAL, menor ser´a o VAL obtido, uma vez que se est´a a exigir uma maior rentabilidade ao projeto de investimento (Castro, 2011).
• Taxa Interna de Rentabilidade-TIR
A taxa interna de rentabilidade ´e a taxa de atualiza¸c˜ao que anula o VAL, pelo que, da equa¸c˜ao de defini¸c˜ao do VAL, resulta que o TIR satisfar´a a equa¸c˜ao:
n
X
j=1
F Mj
(1 + T IR)j = 0 (3.5)
A obten¸c˜ao de um TIR superior `a taxa de atualiza¸c˜ao considerado no c´alculo do VAL significa que o projeto consegue gerar uma taxa de rentabilidade superior ao custo de oportunidade do capital, o que significa que estamos perante um projeto economicamente vi´avel. J´a o contr´ario significa que a rentabilidade m´ınima exigida n˜ao ´e alcan¸cada. A regra de aceita¸c˜ao de um investimento segundo este indicador implica que a TIR seja superior `a taxa de referˆencia (Castro, 2011).
• Tempo de retorno do investimento-Payback
O tempo de retorno ´e o tempo necess´ario para recuperar o custo de um investimento e indica o prazo no qual os rendimentos acumulados tornam-se iguais ao valor que foi inves- tido, ou seja, quando a um fluxo acumulado num determinado per´ıodo anterior F Ma,j−1
´e adicionado o fluxo monet´ario proveniente do ano atual j e este se torna nulo, assumindo que n˜ao existem reinvestimentos posteriores. Este constitui um m´etodo de avalia¸c˜ao do risco do projeto e n˜ao propriamente um indicador de rentabilidade (Castro, 2011).
F Ma,j−1+ F Mj = 0 (3.6)
• Custo da Energia Produzida-LCOE
Num sistema fotovoltaico, os custos de investimentos determinam o custo de produ¸c˜ao da energia el´etrica gerada. Considerando os custos de produ¸c˜ao de energia, os sistemas fotovoltaicos podem ser comparados com outros sistemas de produ¸c˜ao de energia.
O c´alculo ´e efetuado atrav´es de um r´acio entre os custos de investimento Ij, que para
al´em do investimento inicial, contabiliza tamb´em eventuais substitui¸c˜oes realizadas durante o per´ıodo de an´alise, mais os OM (custo de Opera¸c˜ao e Manuten¸c˜ao) e a energia total produzida em corrente alternada ECAdurante o per´ıodo de vida ´util da central fotovoltaica
que se estima de 25 anos (equa¸c˜ao 3.7). Pode tamb´em ser obtida outra vertente do custo de energia produzida (equa¸c˜ao 3.8), avaliando a energia utilizada na auto-alimenta¸c˜ao Eocs
de um eventual processo associado ao sistema fotovoltaico e assim avaliar os custos que se incorre para aumentar o autoconsumo, ao inv´es da totalidade de energia em corrente alternada. LCOEa= Pn j=0Ij+ Pn j=1OM Pn j=1ECA (3.7) LCOEb = Pn j=0Ij+ Pn j=1OM Pn j=1Eocs (3.8)
Cap´ıtulo 4
Implementa¸c˜ao do sistema fotovoltaico
4.1
Avalia¸c˜ao do recurso solar
A regi˜ao de Benguela parece possuir os requisitos necess´arios para a constru¸c˜ao de um sistema solar fotovoltaico devido aos elevados valores de radia¸c˜ao solar incidente, fazendo com que a implementa¸c˜ao de um aproveitamento solar possa ser ben´efico. Devido `as in´umeras localiza¸c˜oes poss´ıveis para um aproveitamento deste tipo nesta regi˜ao sem som- breamentos que prejudiquem a produ¸c˜ao energ´etica, tal se torna ainda mais importante o estudo, j´a que no caso da Europa, a ´area dispon´ıvel para este tipo de projetos ´e cada vez mais limitada visto que a tecnologia j´a se encontra mais implementada.
Mesmo dentro de uma regi˜ao com recurso solar uniforme, a escolha do local em que a central fotovoltaica ser´a efetivamente instalada pode ser determinante no seu desempenho. Neste caso, essa escolha depende da disponibilidade de uma ´area de 10 000 m2, da dispo- si¸c˜ao de ventos moderados que provoquem a auto-limpeza dos pain´eis fotovoltaicos, f´acil acesso ao local e morfologia homog´enea ou praticamente plana. Tendo em considera¸c˜ao estas vari´aveis, averiguou-se que um poss´ıvel local seria nas imedia¸c˜oes da praia da Ba´ıa Azul, a sul da regi˜ao de Benguela, uma vez que se encontra perto do oceano e por isso a ocorrˆencia de brisas mar´ıtimas, tendo tamb´em uma f´acil acessibilidade (figura 4.1).
A relativa proximidade ao mar facilita a implementa¸c˜ao de um sistema de dessaliniza- ¸c˜ao de ´agua salgada e ajuda a solucionar uma das grandes problem´aticas do pa´ıs, que diz respeito `a insuficiˆencia de ´agua pot´avel nas comunidades. Ser˜ao analisados mais adiante poss´ıveis cen´arios de utiliza¸c˜ao da energia produzida, sendo que esta regi˜ao tem uma ati- vidade tur´ıstica e piscat´oria elevada, o que faz com que eventualmente a energia el´etrica vendida `a rede seja aproveitada para estes fins. ´E de salientar que esta localiza¸c˜ao re´une de facto caracter´ısticas determinantes para a implementa¸c˜ao de uma tecnologia de apro- veitamento solar, tendo sido desenvolvido um estudo anterior recorrendo a uma piscina solar para extra¸c˜ao de energia t´ermica (Costa, 2019).
Importa agora analisar cuidadosamente os dados clim´aticos da regi˜ao que foram extra´ı- dos no software Polysun, tendo em considera¸c˜ao as seguintes coordenadas geogr´aficas:
• Latitude φ: 12o62 Sul
• Longitude λ: 13o25 Este
• Altura acima do n´ıvel da ´agua do mar: 10 metros
Benguela apresenta uma temperatura m´edia ambiente razo´avel. A vermelho apresentam- se as varia¸c˜oes mensais da temperatura ao longo do ano, sendo o tra¸co mais carregado condizente com o desvio padr˜ao, verificando-se por isso que as temperaturas extremas ocorrem raramente, o que constitui uma vantagem para o bom funcionamento do sistema fotovoltaico. J´a a verde e a azul no eixo secund´ario encontra-se representada a varia¸c˜ao da humidade relativa e da pluviosidade. Os dados clim´aticos utilizados para o estudo s˜ao correspondentes `as m´edias hor´arias desde 2000 at´e 2019 (VelaSolaris, 2020).
Figura 4.2: Varia¸c˜ao da temperatura ambiente, pluviosidade e humidade relativa (VelaSo- laris, 2020).
4.1. Avalia¸c˜ao do recurso solar
Tal como foi evidenciado no Cap´ıtulo 3, as c´elulas fotovoltaicas e outros equipamentos como os inversores diminuem o seu desempenho com o aumento da temperatura, o que faz com que as elevadas temperaturas que se registam nos meses mais quentes sejam prejudi- ciais para a produ¸c˜ao energ´etica. Constata-se tamb´em que os valores m´edios mensais da humidade relativa, representada a verde na figura 4.2, n˜ao s˜ao excessivos j´a que raramente superam os 80%, fazendo com que a sensa¸c˜ao de desconforto t´ermico n˜ao seja verificada. No que concerne `a pluviosidade, a esta¸c˜ao de maior precipita¸c˜ao dura cerca de 3 meses, entre janeiro e abril. Segundo V´asquez et al. (2019), a regi˜ao possui uma classifica¸c˜ao clim´atica Bsh, que equivale a um clima semi´arido quente, com temperaturas consider´aveis no ver˜ao e um pouco mais baixas no inverno e esta¸c˜oes chuvosas curtas e bem definidas.
Relativamente aos n´ıveis de radia¸c˜ao, a regi˜ao apresenta elevados ´ındices solares por unidade de ´area, tendo um pequeno decr´escimo entre os meses de junho e setembro. Para a determina¸c˜ao da energia el´etrica produzida, o software Polysun fornece os dados da radia¸c˜ao direta num plano horizontal e a radia¸c˜ao difusa e global na superf´ıcie inclinada do m´odulo, sendo a radia¸c˜ao refletida desprezada. Os diferentes n´ıveis de radia¸c˜ao do local em estudo est˜ao presentes na figura 4.3, tendo se verificado uma radia¸c˜ao global incidente anual no plano do m´odulo de 2,038 kWh/m2. Note-se que estes ´ultimos dois
´ındices necessitam do ˆangulo de inclina¸c˜ao que o m´odulo faz com a horizontal, sendo posteriormente efetuado esse estudo. A dura¸c˜ao diurna em horas ´e calculada recorrendo `a equa¸c˜ao 4.1, estando na figura 4.3 caracterizada a sua varia¸c˜ao ao longo do ano a vermelho. Esta averigua o n´umero de horas entre o nascer do sol onde e o pˆor do sol, os dois instantes de um dia onde a altura solar αs ´e igual a zero (Chen, 2011).
D = 2 15cos
−1
(− tan φ tan δs) (4.1)