Autoconsumo e abandono da rede em Portugal

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UNIVERSIDADE DE LISBOA

FACULDADE DE CIÊNCIAS

DEPARTAMENTO DE ENGENHARIA GEOGRÁFICA, GEOFÍSICA E ENERGIA

Autoconsumo e abandono da rede em Portugal

Mestrado Integrado em Engenharia da Energia e do Ambiente

Vitor Manuel Fernandes Alves Neiva da Cruz

Dissertação orientada por:

António Manuel Vallêra

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“One resists the invasion of armies; one does not resist the invasion of ideas”,

Victor Hugo

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Abstract

Solar photovoltaic energy, through its versatility and increasingly lower costs, is facing an era of abundant development and ever greater market penetration. With the global installed capacity growing year by year, in both industrial and domestic systems, new regulatory frameworks have been adopted in many different countries.

This study is focused on domestic photovoltaic self-consumption and its implication, in Portugal, in two different points: a grid defection scenario and the analysis of photovoltaic self-consumption in a real case scenario, as supported by the Portuguese legislation regarding self-consumption.

The first part, a grid defection scenario by a residential costumer, relying only on a photovoltaic plus batteries system, was bases on a study published in the United States, by the Rocky Mountain Institute, having used for this analysis the HOMER Energy ® software. The analysis conducted, has showed that, with a photovoltaic plus batteries systems, grid parity can be achieved within ten years, taking into account a sharp drop on photovoltaic systems and an increase of 5%/year in electricity prices for residential customers.

In the second part, the aim was to analyze a real case scenario of self-consumption in a residence, from a possible solar photovoltaic system. The data relative to the household electricity consumption and photovoltaic generation, allowed to estimate that, in the time period studied, it would be likely to obtain 13% savings in costs related to the household electricity consumption, thanks to 72% self-consumption of the energy produced, and 28% grid injection. On an annual estimate, a 33%/year savings were obtained, with only 31% of the electricity produced being self-consumed. However, given the initial investment onto the photovoltaic system, the IRR would be between -0,9% and 1%, considering a lifetime of 20 to 25 years for the photovoltaic system and a 22 years payback, in opposition to Portugal’s Government estimates, much more optimistic concerning photovoltaic self-consumption viability.

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Resumo

A energia solar fotovoltaica, através da sua versatilidade, e cada vez menor custo, encontra-se numa fase de desenvolvimento e penetração nos mercados acentuada. Com a capacidade mundial instalada a subir, tanto nos sistemas a nível industrial como nos sistemas a nível doméstico, novos enquadramentos regulatórios têm vindo a ser criados nos diversos países.

Este trabalho foca-se no autoconsumo fotovoltaico e as suas implicações, em Portugal, a dois níveis distintos: uma situação de abandono da rede e a análise de um caso real de autoconsumo, tendo como suporte a legislação portuguesa que regula o autoconsumo.

O primeiro ponto, o abandono da rede pública de energia por parte do consumidor, ficando este dependente unicamente de um sistema solar fotovoltaico com baterias, baseou-se num estudo publicado nos Estado Unidos, pelo Rocky Mountain Institute, tendo-se utilizado para essa análise o software HOMER Energy ®. A análise feita, neste primeiro ponto, determinou que, com um sistema fotovoltaico com baterias, a paridade com a rede poderá ser alcançada dentro de dez anos, considerando uma diminuição acentuada nos custos dos sistemas fotovoltaicos, e uma subida de 5%/ano na tarifa da eletricidade para o consumidor residencial.

No segundo ponto, pretendeu-se analisar um caso real de autoconsumo numa habitação, a partir de um possível sistema solar fotovoltaico. Os dados obtidos, relativamente ao consumo e produção fotovoltaica, permitiram estimar que, no período de tempo estudado, seria provável que se obtivesse uma poupança de 13% nos custos relativos ao consumo elétrico doméstico, resultante de um autoconsumo de 72% da energia produzida, e de uma injeção na rede de 28%. Numa estimativa anual, calculou-se que se poderia obter poupanças até 33%/ano, com apenas 31% da energia elétrica produzida a ser autoconsumida. No entanto, face ao investimento inicial no sistema fotovoltaico, a TIR situar-se-ia entre os -0,9% e 1%, para um tempo de vida do sistema entre 20 a 25 anos, e um payback de 22 anos, o que contrasta com as estimativas do Governo de Portugal, muito mais otimistas para a viabilidade do autoconsumo fotovoltaico.

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Agradecimentos

Em primeiro lugar, gostaria de agradecer ao meu orientador, Professor António Vallêra, pelo acompanhamento e tempo disponibilizado para a realização desta dissertação. O incentivo e apoio prestado para o estudo de um tema ainda pouco trabalho foram fundamentais para o bom desenvolvimento e conclusão deste trabalho. Deixo aqui também um agradecimento pelo estímulo na procura de novos conhecimentos e métodos de trabalho, essenciais na vida de um estudante e futuro engenheiro.

Agradeço também aos meus amigos, colegas e companheiros, por toda a amizade, companhia e conhecimento transmitido ao longo destes anos.

Aos meus pais e irmãos, pela paciência, apoios e oportunidades criadas ao longo de uma vida académica, para que pudesse sempre alcançar os meus objetivos. Pelos valores e conselhos transmitidos, algo inestimável e fundamental.

À Joana, minha namorada e melhor amiga, que esteve sempre ao meu lado, disponibilizando toda a sua companhia, paciência e apoio, nos bons e maus momentos, fundamental para o término desta dissertação. Obrigado.

“There is no such thing as a 'self-made' man. We are made up of thousands of others. Everyone who has ever done a kind deed for us, or spoken one word of encouragement to us, has entered into the make-up of our character and of our thoughts, as well as our success.”

George Matthew Adams

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Índice

2.1 Energia Solar Fotovoltaica ... 4

2.1.1 Panorama mundial e português ... 5

2.2 Autoconsumo... 10

2.3 Levelized Cost of Energy e paridade da rede ... 12

2.4 Abandono da rede ... 15

2.5 Enquadramento Legal Português ... 16

2.6 Sistema Elétrico Português ... 17

2.6.1 Caracterização Sistema Elétrico Português ... 17

2.6.2 Caracterização da Procura em Baixa Tensão Normal ... 18

2.6.3 Tarifas e Preços da eletricidade ... 22

3. Abandono da rede ... 26 3.1 Metodologia e pressupostos ... 27 3.1.1 Perfil de Consumo ... 27 3.1.1.1 Diagrama de carga ... 30 3.1.2 Localização geográfica ... 33 3.1.3 Preço de eletricidade ... 34

3.1.4 Sistema solar fotovoltaico ... 36

3.1.5 Sistema de armazenamento de energia ... 39

3.1.6 Custo de capital ... 41

3.2 Simulação ... 41

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3.2.1.1 Paridade da Rede ... 45

3.2.2 Caso base – Sistema Fotovoltaico + Sistema de Armazenamento + Gerador ... 47

3.2.2.1 Gerador ... 47 3.2.2.2 Combustível... 48 3.2.2.3 Caso base ... 49 3.2.2.4 Paridade da rede ... 54 3.2.2.4.1 Otimização do Sistema ... 55 3.3 Discussão ... 58

4. Autoconsumo – Análise de um caso real ... 60

4.1 Decreto-Lei ... 61

4.2 Metodologia... 63

4.2.1 Medição do consumo elétrico doméstico ... 63

4.2.1.1 Constante de Calibração ... 64

4.2.2 Medição da variabilidade solar ... 68

4.2.2.1 Características das células fotovoltaicas ... 68

4.2.2.2 Construção do medidor ... 70

4.3 Análise de Resultados ... 72

4.3.1 Consumo elétrico doméstico ... 72

4.3.2 Variabilidade solar ... 75

4.3.3 Custos e proveitos ... 76

4.4 Discussão ... 86

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Índice de Figuras

Figura 1 - Custo de produção da eletricidade fotovoltaica comparativamente a outras fontes[1] ... 5

Figura 2 - Evolução global da capacidade instalada anualmente[1] ... 5

Figura 3 - Evolução global da capacidade cumulativa instalada[1] ... 6

Figura 4 - Previsão para os custos de projetos fotovoltaicos [2013 USD/W][2]... 7

Figura 5 - Extrapolação da curva de aprendizagem para o preço dos módulos fotovoltaicos[3] ... 7

Figura 6 - Comparação de custos fotovoltaicos nos Estados Unidos da América e Alemanha[4] ... 8

Figura 7 - Contributo das fontes de energia renováveis para o consumo de energia final, no ano de 2013[5] ... 9

Figura 8 - Produção anual renovável em Portugal[5] ... 10

Figura 9 - Potência instalada em GW, de fontes de energia renovável em Portugal[5] ... 10

Figura 10 - Desenvolvimento de projetos fotovoltaicos: custos administrativos, duração e tempo de espera[12] ... 14

Figura 11 - Distribuição do LCOE da eletricidade fotovoltaica na Europa[10] ... 14

Figura 12 - Mapa de Comparação de preços em 2014[10]... 15

Figura 13 - Repartição dos clientes do Comercializador de Ultimo Recurso em BTN (<=20,7 kVA e >2,3 kVA) [19] ... 19

Figura 14 - Distribuição de clientes, por opção tarifária e por escalão de potência, no Comercializador de Ultimo Recurso ... 20

Figura 15 - Repartição dos clientes no mercado liberalizado em BTN (<=20,7 kVA e >2,3 kVA)[19]21 Figura 16 - Composição das Tarifas de Venda a Clientes Finais no mercado regulado[22] ... 23

Figura 17 - Estrutura de tarifas no mercado livre[21] ... 23

Figura 18 - Custos de Interesse Económico Geral[25] ... 24

Figura 19 - Evolução das tarifas de Venda a clientes Finais em Portugal Continental (preços constantes de 2014) ... 25

Figura 20-Distribuição de consumidores ... 28

Figura 21 - Diagrama de carga (Dia de semanal típico para certos meses do ano) ... 32

Figura 22 - Diagrama de carga (Fim de semana típico para certos meses do ano) ... 32

Figura 23 - Irradiação Solar em Lisboa ... 34

Figura 24 - Custo real da eletricidade... 36

Figura 25 - Preços médios de instalação para sistemas fotovoltaicos <= 10 kW, 2010-2012[39] ... 37

Figura 26 - Preços para sistemas fotovoltaicos na Europa (Preços em libras britânicas 2011)[44] ... 37

Figura 27 - Evolução dos custos dos sistemas fotovoltaicos - Preços constantes de 2015 ... 38

Figura 28 - Considerações para os custos das baterias ião-lítio – Preços constantes de 2015 ... 40

Figura 29 - Produção elétrica em excesso nos meses de Agosto e Dezembro ... 44

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Figura 31 - Produção elétrica do sistema fotovoltaico ... 45

Figura 32 - Estado de carga do sistema de armazenamento ... 45

Figura 33 - Paridade com a rede (Sistema fotovoltaico + Sistema de Armazenamento ... 46

Figura 34 - Curva de consumo estimada do gerador[56],[55], [59],[57] ... 48

Figura 35 - Curva de eficiência do gerador ... 48

Figura 36 - Projeções para o preço da gasolina - Inflação 0%, preços constantes ao ano de 2015 ... 49

Figura 37 - Produção elétrica em excesso nos meses de Agosto e Dezembro ... 50

Figura 38 - Estado de carga médio do sistema de armazenamento ... 51

Figura 39 - Produção elétrica do sistema fotovoltaico ... 51

Figura 40 - Estado de Carga do sistema de armazenamento ... 52

Figura 41 - Potência do gerador nos vários meses do ano ... 53

Figura 42 - Produção do sistema fotovoltaico nos vários meses do ano ... 53

Figura 43 - Paridade com a rede (Sistema PV + Sistema de Armazenamento + Gerador) ... 54

Figura 44 - Curva de eficiência do gerador otimizado ... 56

Figura 45 - Curva de consumo do gerador otimizado ... 56

Figura 46 - Paridade com a rede entre os diversos sistemas considerados ... 57

Figura 47-Diagrama de produção e consumo utilizado no documento de promoção ao Decreto-Lei 153/2014[63] ... 62

Figura 48 - Vista do sensor no quadro elétrico da habitação ... 64

Figura 49 - Montagem para determinação da constante de calibração ... 66

Figura 50 - Dados obtidos para calibração do medidor em Arduíno ... 66

Figura 51 - Representação esquemática do modelo base para a construção do sensor[64] ... 67

Figura 52- Código base utilizado em Arduíno[64] ... 67

Figura 53 - Características técnicas do sensor de corrente utilizado[66] ... 68

Figura 54 - Curva IV típica[72] ... 69

Figura 55 - Curva IV das células fotovoltaicas utilizadas no medidor ... 71

Figura 56 - Curva da potência em função da tensão das células fotovoltaicas... 71

Figura 57- Consumo elétrico, dia 1 de Janeiro de 2015, entre as 12:45 e 13:00 ... 73

Figura 58 - Consumo elétrico ao longo do dia 3 de Janeiro de 2015 ... 73

Figura 59 - Consumo elétrico, no dia 5 de Janeiro de 2015 entre as 15:30 e as 18:30 ... 74

Figura 60 - Variabilidade solar, dia 1 de Janeiro entre as 12:45 e as 13:00 ... 75

Figura 61 - Variabilidade solar, dia 3 de Janeiro ... 75

Figura 62 - Variabilidade solar, dia 5 de Janeiro entre as 15:30 e as 18:30 ... 76

Figura 63 - Consumos e produções elétricas na habitação ... 77

Figura 64 - Comparação entre consumo doméstico e consumo doméstico com autoconsumo, no dia de 1 Janeiro de 2015 ... 78

x Figura 65 - Comparação entre consumo doméstico e consumo doméstico com autoconsumo, no dia de

3 Janeiro de 2015 ... 78

Figura 66 - Comparação entre consumo doméstico e consumo doméstico com autconsumo, no dia 5 de Janeiro de 2015 ... 79

Figura 67 - Aproveitamento da produção elétrica ... 81

Figura 68 - Consumo doméstico diário estimado para cada estação do ano ... 83

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Índice de Tabelas

Tabela 1 - Consumo referido à produção líquida [GWh][18] ... 18

Tabela 2 - Quantidades consideradas para o cálculo da Tarifa Transitória de Venda a Clientes Finais[19]. ... 20

Tabela 3 - Quantidades consideradas para o cálculo da tarifa aplicáveis a clientes no mercado liberalizado ... 22

Tabela 4 - Número de consumidores por potência contratada e opção tarifária[19] ... 28

Tabela 5 - Consumo de energia elétrica, por opção tarifária, para clientes do CUR... 29

Tabela 6 - Consumo de energia elétrica, por opção tarifária, no Mercado Livre ... 29

Tabela 7 - Consumo agregado de energia elétrica, por opção tarifária ... 30

Tabela 8 - Excerto de tabela com valores determinados para diagrama de carga ... 31

Tabela 9 - Irradiação Solar em Lisboa (Latitude: 38,5ºN, Long: 9,1ºW, Altitude: 5 m)... 33

Tabela 10 - Parâmetros considerados com influência no sistema fotovoltaico ... 39

Tabela 11 - Parâmetros relativos ao sistema de armazenamento ... 40

Tabela 12 - Resultados para definição de caso base ... 42

Tabela 13 - Levelized Cost of Electricity (LCOE) [€/kWh] ... 43

Tabela 14 - Resultados para determinação de caso base ... 50

Tabela 15 - Pressupostos considerados para o exemplo 1, na apresentação da legislação para o autoconsumo[63] ... 62

Tabela 16 - Pressupostos considerados para o exemplo 2, na apresentação da legislação para o autoconsumo[63] ... 63

Tabela 17 - Consumos e Proveitos energéticos ... 77

Tabela 18 - Custos e proveitos monetários... 80

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Abreviaturas e Símbolos

AT Alta Tensão

BoS Balance of System

BTN Baixa Tensão Normal

CUR Comercializador de Ultimo Recurso

ERSE Entidade Reguladora dos Serviços Energéticos

IEE Intelligent Energy Europe Programme

LCOE Levelized Cost of Energy

MAT Muito Alta Tensão

MT Média Tensão

OMIE Operador Mercado Ibério de Energia

PPA Private Purchase Agreement

RESP Rede Elétrica de Serviço Publico

RNT Rede Nacional de Transporte de Eletricidade

SEN Sistema Elétrico Nacional

TIR Taxa Interna de Retorno

UPAC Unidade de Produção para Autoconsumo

UPP Unidade de Pequena Produção

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1. Introdução

A energia solar fotovoltaica, representa uma oportunidade de desenvolvimento tecnológico dos países, com benefícios sociais e económicos para as suas populações. À semelhança das restantes energias renováveis, esta fonte de energia limpa e não poluente é um mecanismo para alcançar as diversas metas com que as mais variadas instituições internacionais se comprometeram, nomeadamente o Protocolo de Quioto e o Plano Europeu 2020. Este último elenca três objetivos principais ao nível do clima e política energética: reduzir as emissões de gases com efeito de estufa em 20%, aumentar a penetração de energias renováveis no consumo final de energia para 20% e aumentar os níveis de eficiência energética em 20%.

Neste âmbito, a energia solar apresenta características que incentivam fortemente o desenvolvimento tecnológico do lado da procura e do lado das redes elétricas, exibindo também um potencial disruptivo com o modo tradicional de operação das utilities1 _{e utilizadores dos respetivos} sistemas elétricos nacionais. Sendo uma forma de produzir energia elétrica a partir de uma fonte comum a toda o planeta, o Sol, com maior ou menor potencialidade dependendo da zona do globo, as mudanças que provoca num determinado mercado ou país são passíveis de se repercutirem noutros.

Este trabalho pretende focar-se nas alterações que a energia solar fotovoltaica provocará no paradigma atual ao nível do consumo de energia, em Portugal.

1.1 Motivação e Objetivo

A presente dissertação aborda dois pontos fundamentais na penetração dos sistemas fotovoltaicos residenciais no mercado português: o possível desligamento da rede, devido à diminuição de custos destes sistemas acompanhado por um aumento do preço da eletricidade da rede elétrica e uma análise a um caso real de autoconsumo fotovoltaico, tendo como base o novo decreto-lei que regula a produção de eletricidade destinada ao autoconsumo e perceber quais as suas implicações ao nível do autoconsumo.

O desenvolvimento do mercado fotovoltaico, quer a nível mundial, quer em Portugal, como resultado do aumento de eficiência dos sistemas e da descida acentuada dos seus custos de produção e preço de venda ao consumidor final, tem criado uma tendência de introdução destes sistemas nas habitações, de forma a permitir que os consumidores domésticos produzam a sua própria energia.

1 _{Optou-se por utilizar este anglicismo, utility, por dificuldade em encontrar um termo português} que sintetize o conceito de entidade que preta um serviço publico de disponibilização generalizada de um bem como a energia elétrica.

2 Esta tendência, já bastante presente em países como a Alemanha ou os Estados Unidos da América, com os seus mecanismos particulares de produção descentralizada de eletricidade, tem criado alguns problemas aos reguladores e operadores da rede, nomeadamente ao nível dos incentivos e subsídios que devem ser atribuídos à energia solar fotovoltaica e das capacidades tecnológicas das redes elétricas para incorporarem este tipo de produção. As alterações e impactos que a produção descentralizada de energia solar fotovoltaica gera no modelo de negócios dos principais agentes do sector elétrico, quer na produção quer na venda de energia elétrica, deve também ser levado em conta como inevitável num futuro próximo.

Tendo como base um trabalho realizado pelo Rocky Mountain Institute, denominado “The

Economics Of Grid Defection - When And Where Distributed Solar Generation Plus Storage Competes With Traditional Utility Service”, nesta dissertação pretende-se aplicar este tipo de análise ao mercado

português, através da utilização do software HOMER ENERGY e tentar perceber se existe viabilidade para um desligamento total da rede elétrica portuguesa, passando o consumidor a produzir a sua própria energia através de um sistema fotovoltaico com baterias. Um tópico ainda pouco explorado pelos agentes e intervenientes do sector fotovoltaico em Portugal, que se têm focado apenas no autoconsumo.

Pretende-se também analisar o custo de produção dessa energia, o Levelized Cost of Energy (LCOE), e determinar quando será atingida a paridade com a rede elétrica pública mediante as condicionantes consideradas nesse estudo. Será também alvo de análise e discussão as implicações que possam advir dos resultados obtidos, nomeadamente em relação ao preço de venda da eletricidade praticada pelos comercializadores, o impacto que poderá a vir a ter na perda de consumidores e as consequências que uma perda de receitas poderá ter para as utilities.

O segundo objetivo desta dissertação é a análise de um caso real de autoconsumo. Medindo o consumo elétrico de uma habitação e a variabilidade solar no local, de forma a estimar uma produção fotovoltaica, pretende-se analisar as reduções de consumo passíveis de existirem assim como possíveis compensações económicas provenientes do consumo elétrico evitado e da remuneração obtida pela venda do excedente de produção elétrica. Será também alvo de análise o decreto-lei que regula atualmente o autoconsumo, assim como os exemplos utilizados pelo Governo Português para situações de autoconsumo fotovoltaico ao abrigo do novo decreto-lei, tentando perceber se a construção e a ideia que se encontra patente na elaboração do decreto-lei terá sido a mais benéfica do ponto de vista do consumidor.

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1.2 Estrutura da dissertação

Esta dissertação encontra-se dividida em três capítulos principais:

 No Capítulo 2, podemos encontrar uma contextualização à dissertação, elaborando sobre o estado do sector fotovoltaico a nível mundial e em Portugal, como tem evoluído a potência instalada, a produção fotovoltaica e os custos dos sistemas fotovoltaicos. É aclarado o que se encontra subjacente ao autoconsumo, e conceitos como o LCOE, a paridade da rede e abandono da rede. Nos seguintes subcapítulos são tratados o enquadramento legal português e o novo decreto-lei que regula a produção fotovoltaica descentralizada destinada ao autoconsumo, e a caracterização do sistema elétrico português. Esta será desconstruída na caracterização da procura e o que se encontra subjacente à composição das tarifas e preços da eletricidade.

 No Capítulo 3, será analisada uma situação de abandono da rede, explicitando a metodologia associada a análise que será feita, e as conclusões obtidas nesse estudo através da utilização do

software HOMER ENERGY.

 No Capítulo 4, será tratado a análise de um caso real de autoconsumo, expondo a metodologia que foi seguida relativamente à construção dos aparelhos de medição do consumo e da variabilidade solar, sendo igualmente apresentados os resultados energéticos e económicos obtidos numa possível situação de autoconsumo.

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2. Contextualização

2.1 Energia Solar Fotovoltaica

A energia solar fotovoltaica representou do ponto de vista energético e ambiental, um momento de viragem a nível global. Pela simplicidade do processo que permite converter a radiação solar em eletricidade e pelo facto de ser proveniente do recurso mais abundante do planeta, o Sol, cedo se compreendeu toda a sua potencialidade.

Desde a apresentação, pelos Bell-Labs, em 1954, da primeira célula fotovoltaica moderna, que a tecnologia solar fotovoltaica tem sido sucessivamente melhorada, sendo nos dias de hoje uma das tecnologias de produção de eletricidade a partir de fontes renováveis em maior crescimento a nível mundial. A sua versatilidade de implementação e distribuição geográfica generalizada, aliada ao facto de ser uma forma de produção de energia limpa, sem emissões poluentes, favorece o crescimento e a penetração desta tecnologia nos diferentes mercados.

Os sistemas solares fotovoltaicos podem, hoje em dia, ser encontrados nos mais variados lugares. Através de sistemas isolados, ou seja, sem ligação a uma rede elétrica, fornecendo eletricidade a zonas rurais em países com dificuldades estruturais ao nível das redes elétricas ou nos países mais desenvolvidos, através de grandes instalações para produção centralizada de energia, ou integrada em edifícios de serviços e habitações, em instalações de menor escala, esta tecnologia apresenta um crescimento acentuado e uma penetração mundial cada vez maior.

Graças às melhorias ao nível da eficiência dos sistemas fotovoltaicos, e à forte diminuição dos custos dos mesmos, com os preços atuais dos sistemas fotovoltaicos acima de 1 MW abaixo de 1 €/Wp[1], esta forma de produção de eletricidade prepara-se para se tornar definitivamente numa das principais formas de produção de energia a nível mundial, hoje também pelo seu baixo custo de produção de energia.

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Figura 1 - Custo de produção da eletricidade fotovoltaica comparativamente a outras fontes[1]

2.1.1 Panorama mundial e português

O sector fotovoltaico tem apresentado a nível mundial um forte crescimento de ano para ano, tendo atingido os 40 GW instalados no ano de 2014, enquanto no ano de 2013 tinham sido instalados 37 GW [1], perfazendo uma capacidade total mundial de 178 GW.

6 Os principais mercados mundiais, e os países onde o sector fotovoltaico mais cresceu também se têm alterado nos últimos anos. Em relação ao ano de 2014, os três principais mercados foram a China, Japão e os Estados Unidos, sendo que a nível europeu o Reino Unido tornou-se pela primeira vez o líder de mercado com 2,4 GW instalados. A capacidade instalada na Europa, apesar de continuar a ser a região com maior capacidade cumulativamente instalada tem vindo, desde o ano de 2011, a diminuir anualmente muito devido ao aparecimento de variados problemas a nível financeiro, um pouco por todo o continente europeu, o que resultou numa diminuição dos apoios estatais às energias renováveis. Ao invés, o mercado fotovoltaico noutras regiões do globo, principalmente na China e na região da Ásia, Pacifico e Austrália (APAC), tem conhecido um crescimento muito positivo, sendo esta região uma das principais responsáveis pelo aumento da capacidade mundial instalada nos últimos anos.

Figura 3 - Evolução global da capacidade cumulativa instalada[1]

O forte desenvolvimento deste sector, a constante evolução das tecnologias e a sua cada vez maior acessibilidade, tem resultado numa descida de preços em toda a cadeia de valor dos sistemas solares fotovoltaicos. Com os custos dos módulos fotovoltaicos, principalmente nos módulos de silício cristalino, a apresentar descidas fortes e atingir um certo ponto de estagnação, as oportunidades de descida nos custos totais dos sistemas começam a aparecer nos restantes componentes. Existe a expectativa que, nos próximos anos, a descida dos preços nos sistemas fotovoltaicos possam vir a dever-se menos ao decréscimo dos custos dos painéis fotovoltaicos e mais à descida dos custos burocráticos, como questões de licenciamento dos projetos, bem como dos inversores e dos outros componentes do sistema, e dos custos de instalação.

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Figura 4 - Previsão para os custos de projetos fotovoltaicos [2013 USD/W][2]

Figura 5 - Extrapolação da curva de aprendizagem para o preço dos módulos fotovoltaicos[3]

A título de exemplo, os inversores têm apresentado diminuições de custos bastante impressionantes, passando de custos à volta de 1 €/Wp em 1990, para 0,1 €/Wp em 2014[3], com expectativas para que os preços para o ano de 2050 atinjam os 21 a 42 €/kW.

Relativamente a outros componentes dos sistemas fotovoltaicos, os custos do “balance of system” (BoS), que incorpora todos os custos do sistema, exceto o módulo, incluem a infraestrutura, ligação à rede, instalação e montagem, margens financeiras e o inversor, sendo que este último representa uma grande fatia dos custos BoS. Estes custos, também poderão ser alvo de reduções e contribuir para a diminuição dos custos totais do sistema, estando previstas reduções entre 39% a 65% para o BoS, com diminuição de custos bastante fortes na infraestrutura, ligação à rede, cablagem em DC, instalação e estruturas de montagem.[3]

8 Esta tem sido uma preocupação constante, visto que alguns mercados, como os Estados Unidos, ainda apresentam um alto potencial de redução dos custos relacionados com licenças, e inspeções e ligações à rede, sendo hoje em dia um dos principais focos para a diminuição dos custos associados aos sistemas fotovoltaicos.

Figura 6 - Comparação de custos fotovoltaicos nos Estados Unidos da América e Alemanha[4]

No que concerne à importância das fontes de energia renovável, na produção elétrica no nosso país, Portugal apresenta uma incorporação de fontes renováveis de eletricidade na produção total elétrica elevada. No ano de 2012, 54,7% da produção elétrica total foi proveniente de fontes renováveis de energia, correspondentes a 29 187 GWh, o que colocou Portugal como o quarto país da União Europeia com maior incorporação de renováveis. Relativamente ao contributo das renováveis no consumo de energia final, no ano de 2013, esta foi de 29%, com forte contributo da biomassa[5].

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Figura 7 - Contributo das fontes de energia renováveis para o consumo de energia final, no ano de 2013[5]

Quanto ao sector fotovoltaico em particular, em Portugal, a produção de eletricidade a partir dos sistemas fotovoltaicos tem vindo a apresentar um crescimento sustentado tendo atingido um total de 626 GWh no ano de 2014, como resultado do aumento da potência instalada que tem existido nos últimos ano. Esta tecnologia foi, em termo relativos, a que mais cresceu entre 2006 e 2014, apresentando neste momento uma potência instalada de cerca de 424 MW[5].

O setor da micro e miniprodução fotovoltaica, também tem ostentado um crescimento assinável, desde a entrada em vigor do decreto-lei 363/2007 de 2 de Novembro e do decreto-lei 34/2011 de 8 de Março, tendo sido obtida uma produção de 83 MWh, no ano de 2014, produto de uma potência instalada de 65 kW. A maioria da produção fotovoltaica é proveniente da região do Alentejo, responsável por 38% da produção fotovoltaica nacional, sendo nesta região que se encontram instaladas as maiores centrais fotovoltaicas do país, que perfazem um total de 140 MW instalados.

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Figura 8 - Produção anual renovável em Portugal[5]

Figura 9 - Potência instalada em GW, de fontes de energia renovável em Portugal[5]

2.2 Autoconsumo

O autoconsumo fotovoltaico é um mecanismo de incentivo e de utilização da energia proveniente de sistemas solares fotovoltaicos, cada vez mais comum na Europa e incentivado pela Comissão Europeia. Este modelo baseia-se na premissa de que a paridade com a rede já é ou está perto de ser uma realidade em alguns países. Ou seja, que o custo de produção da energia a partir de sistemas fotovoltaicos iguala ou é inferior ao custo da eletricidade comprada à rede.

De acordo com a Comissão Europeia, no seu relatório intitulado “Best practices on Renewable

Energy Self-Consumption”, estima-se que possam ser alcançadas taxas de autoconsumo na ordem dos

30%[6], sem incluir sistemas de armazenamento, ressalvando que os problemas que o excesso de injeção de eletricidade fotovoltaica na rede possa criar poderão ser resolvidos através da introdução de “smart

11 Além disso, realça que a introdução do mecanismo de autoconsumo é, por si só, um fator de desenvolvimento de diversas tecnologias, nomeadamente ao nível da resposta no lado da procura, criando e melhorando tecnologias de eletrodomésticos inteligentes e mecanismos de resposta e gestão da rede adequados e com capacidade de gestão nas horas de picos de consumo. O sector das tecnologias de armazenamento também beneficiaria com a introdução do autoconsumo, visto que as baterias apresentam um potencial de aumento do autoconsumo de 30% para 45% a 75%. O desenvolvimento e criação de incentivos para este tipo de sistema contribuirão para o desenvolvimento de baterias com maiores capacidades e eficiências, e para uma baixa do preço destes sistemas, como se tem verificado. O potencial dos sistemas fotovoltaicos residenciais para alcançar a paridade com a rede deve-se ao aumento dos preços da eletricidade e ao declínio do das baterias, estando no entanto muito dependentes do tipo de sistema de armazenamento que é utilizado[7].

A produção descentralizada de energia, através de sistemas fotovoltaicos residenciais, com o objetivo do consumo ser feito no próprio local da produção ou nas imediações, tem que contabilizar também que o excesso de produção elétrica terá que ser injetada na rede. Esse excesso de produção deve ser remunerado e valorizado, existindo diversos tipos de mecanismos que o fazem, ou criando incentivos para que o autoconsumo seja valorizado ao invés da injeção de energia na rede.

A Alemanha, país líder e pioneiro na introdução deste tipo de sistemas e mecanismos, aplicou até ao ano de 2012 uma tarifa premium, que se designa habitualmente por tarifa feed-in. O modelo passava por pagar ao consumidor um tarifa acima do preço de venda da eletricidade quando a taxa de autoconsumo era superior à tabelada. Contudo, o rápido declínio dos preços dos sistemas e o aumento das instalações levou o governo alemão a abandonar este mecanismo[8].

O net metering2 também é um mecanismo comum, sendo inclusivamente o mecanismo padrão nos Estados Unidos da América e Austrália, e que passa pela injeção do excedente de produção elétrica na rede, criando um “banco de energia” que poderá a vir a ser utilizado no futuro, fazendo-se na fatura final o acerto do consumo. Em termo mais leigos, sob o esquema de net metering, temos em cada habitação um contador de eletricidade que andará para trás à medida que a injeção de eletricidade for feita na rede [9]. Neste momento, o mecanismo de net metering é utilizado em diversos países europeus, como a Bélgica, Itália, Grécia ou Polónia, como ligeiras variações nas remunerações pela eletricidade produzida que possam existir.

O autoconsumo tradicional pressupõe como matriz principal a produção de energia elétrica para consumo no local, sendo que o excesso de energia será vendido ao preço de mercado ou próximo desse. Este mecanismo é o que encontramos atualmente em vigor em Portugal, e que países como Croácia,

2 _{Optou-se por utilizar este anglicismo, net metering, visto que não existe neste momento um termo} português, que o substitua. Este termo é inclusivamente utilizado, pelas entidades portuguesas do sector fotovoltaico, para se referirem a este esquema de consumo.[78][79][80]

12 Alemanha, Finlândia, Áustria ou Reino Unido têm atualmente em vigor, com ligeiras variações que podem incluir a existência de PPAs ou o pagamento de tarifas feed-in premium.

2.3 Levelized Cost of Energy e paridade da rede

O Levelized Cost of Energy (LCOE) é o valor da eletricidade produzida por uma fonte específica para alcançar o ponto de equilíbrio considerando todo o tempo de vida do projeto. É uma variável económica que determina o custo de produção de energia incluindo todos os custos ao longo do tempo de vida do sistema, o que inclui o investimento inicial, operações e manutenção, custo de combustível e custo de capital.[10]

A fórmula utilizada para calcular o LCOE é dada por:

𝐿𝐶𝑂𝐸 = ∑ 𝐼𝑡+ 𝑀𝑡+ 𝐹𝑡 (1 + 𝑟)𝑡 𝑛 𝑡=1 ∑ 𝐸𝑡 (1 + 𝑟)𝑡 𝑛 𝑡=1 (1) Onde,

 It são as despesas com capital no ano t;

 Mt são as despesas de operações e manutenção no ano t;  Ft representa as despesas com combustível no ano t;  Et é a eletricidade produzida no ano t;

 r representa a taxa de desconto;

 N é o período de investimento em anos.

A fórmula para o cálculo do LCOE utilizada pelo software HOMER ® é:

𝐶𝑂𝐸 =𝐶𝑎𝑛𝑛,𝑡𝑜𝑡− 𝐶𝑏𝑜𝑖𝑙𝑒𝑟𝐻𝑠𝑒𝑟𝑣𝑒𝑑 𝐸𝑠𝑒𝑟𝑣𝑒𝑑

(2)

Onde,

 Cann,tot representa o custo total anualizado do sistema [$/ano];

 Cboiler representa o custo marginal da caldeira [$/kWh];

 Hserved representa a carga térmica total fornecida;

13 “O segundo termo no numerador é a porção do custo anualizado que resulta do fornecimento da carga térmica. Em sistemas onde não existe carga térmica, este termo é zero.”[11] Este é o caso da energia solar fotovoltaica, na qual o “combustível” é evidentemente gratuito.

Muitos estudos e trabalhos de investigação têm sido desenvolvidos para determinar o LCOE ou a paridade com a rede nos sistemas fotovoltaicos tradicionais. Contudo, os mais relevantes para o sector têm sido desenvolvidos por grupos de trabalho europeus, apoiados pela Comissão Europeia. Estes grupos são responsáveis por projetos como o PV GRID Project[12], que teve como objetivo contribuir para a identificação de barreiras burocráticas que impedem ou atrasam a integração da eletricidade fotovoltaica nas redes de distribuição elétricas, desenvolvido com o apoio do IEE (Intelligent Energy Europe Programme).

Neste estudo, foram identificados os diversos obstáculos que impedem uma melhor integração dos sistemas fotovoltaicos, principalmente ao nível industrial, como dificuldades ao nível legislativo, falta de incentivos fiscais e esquemas de apoio à instalação, principalmente em países como Itália, Espanha ou Portugal. No que toca ao sector dos sistemas fotovoltaicos residenciais e comerciais, o estudo conclui que estes dois tipos de sistemas apresentam um franco crescimento a nível europeu, com exceção em alguns países como Espanha, República Checa e Bulgária.

O estudo também elenca diversas melhorias e medidas que podem ser tomadas, das quais importa destacar o destaque dado ao autoconsumo. De acordo com os autores do projeto, o autoconsumo pode “trazer benefícios para todo o sistema, visto que reduz a eletricidade que necessita de ser distribuída pela rede.” É realçada a importância que o autoconsumo assume nas horas de pico, principalmente quando a geração a partir destes sistemas fotovoltaico é efetuada nas imediações dos locais de consumo, sendo ainda recomendado que países sem enquadramento legal para a produção de energia destinada ao autoconsumo o implementem rapidamente.

O estudo apresenta também uma visão particular sobre o mercado português, anterior à introdução do decreto-lei 153/2014, que regula o autoconsumo. À data, as conclusões alcançadas sobre o tempo de demora e custos para implementações de sistemas fotovoltaicos encontram-se demonstradas na Figura 10.

14

Figura 10 - Desenvolvimento de projetos fotovoltaicos: custos administrativos, duração e tempo de espera[12]

Outro grupo de trabalho importante é o PVParity, “responsável pela identificação e promoção de medidas que possam complementar ou suportar os mecanismos de apoios existente às instalações fotovoltaicas na Europa”[13].

15

Figura 12 - Mapa de Comparação de preços em 2014[10]

2.4 Abandono da rede

O abandono da rede, ou grid defection em inglês, é um assunto em debate em diversos países que começam a apresentar um desenvolvimento no sector fotovoltaico que ameaça colocar em causa o modelo de negócio das utilities e comercializadores tradicionais de energia elétrica.

Nos Estados Unidos, onde o sector fotovoltaico residencial tem conhecido um forte desenvolvimento e apresentado uma atratividade maior, têm sido desenvolvidos estudos por forma a aferir o potencial e vantagens da geração distribuída de eletricidade com foco nos sistemas fotovoltaicos. Destes destacam-se, por exemplo, um estudo realizado pelo Interstate Renewable Energy Council, Inc., denominado “A REGULATOR’S GUIDEBOOK: Calculating the Benefits and Costs of Distributed Solar

Generation”, que avalia as políticas e regimes regulatórios em torno da geração distribuída nos Estados

Unidos, estimando também os impactos económicos, sociais e financeiros. Outros institutos têm-se dedicado a apreciar o impacto dos mecanismos de net metering em diversos estados, como é o caso do “California Net Energy Metering Ratepayer Impacts Evaluation”, desenvolvido pelo California Public Utilities Commission, ou “The Value of Distributed Solar Electric Generation to New Jersey and

Pennsylvania” preparado pela Clean Power Research”.

No entanto, o estudo que tem sido considerado uma referência ao nível da análise do abandono da rede é o trabalho que serve de base ao Capítulo 4 desta dissertação. “The Economics of Grid

Defection”[14], pelo Rocky Mountain Institute, foca-se em analisar o LCOE e a paridade com a rede

em várias localizações dos Estados Unidos, de sistemas solares fotovoltaicos com baterias residenciais e comerciais.

O estudo pretende também debruçar-se sobre uma questão central da atualidade, a “death spiral” das utilities, em português, espiral da morte, e como a paridade com a rede e a descida dos custos de

16 produção da eletricidade fotovoltaica pode levar muitos consumidores a abandonar a rede elétrica pública.

2.5 Enquadramento Legal Português

À data de hoje, o decreto-lei que estabelece o regime jurídico direcionado ao autoconsumo é o decreto-lei 153/2014 publicado a 20 de Outubro de 2014.

Após uma reconhecida falha no enquadramento legal para a atividade, visto que os existentes até então não eram considerados suficientes, o referido decreto-lei estabelece também o “regime jurídico aplicável à produção de eletricidade, vendida na sua totalidade à rede elétrica de serviço público, por intermédio de instalações de pequenas potências, a partir de recursos renováveis, adiante designadas por Unidades de Pequena Produção (UPP) ”[15].

A entrada em vigor da nova legislação veio reformular e integrar os antigos decretos-lei que regulavam a atividade de produção descentralizada de energia em regime de mini e microprodução, mais concretamente o lei nº 34/2011, de 8 de Marco alterado pelo lei nº 25/2013 e o decreto-lei 363/2007 alterado pela decreto-lei nº67-A/2007, de 31 de Dezembro e pelos decretos-decreto-leis nº 118-A/2010, de 25 de Outubro e 25/2013, de 19 de Fevereiro.

A publicação do novo decreto-lei, de acordo com o Governo de Portugal, justifica-se por diversos fatores, entre os quais se incluem a baixa aceitação do primeiro regime da produção em autoconsumo, devido à imaturidade da tecnologia e aos custos elevados, e à necessidade de “implementação de uma política energética mais equilibrada”. Considerando que, na perspetiva governamental, o autoconsumo representa uma forma de promoção de comportamentos de eficiência energética, permite a criação de benefícios técnicos para a RESP e visto ser necessário aplicar as diretrizes apresentadas no Plano Nacional de Ação para as Energia Renováveis, o atual decreto-lei vem colmatar essas falhas e necessidades.

Quanto às condicionantes que o decreto-lei impõe à atividade de produção para autoconsumo, a remuneração pela energia elétrica injetada na rede é feita, de acordo com o artigo 24º, a 90% do preço definido pelo OMIE. As UPAC estão ainda sujeitas ao pagamento de uma compensação mensal fixa, durante os primeiros 10 anos, de acordo com o artigo 25º definido por:

𝐶𝑈𝑃𝐴𝐶,𝑚 = 𝑃𝑈𝑃𝐴𝐶× 𝑉𝐶𝐼𝐸𝐺,𝑡× 𝑘𝑡 (3)

Onde,

 CUPAC,m é a compensação paga no mês m por cada kW de potências instalada,

17

 VCIEG,t representa o valor que permite recuperar os CIEG da respetiva UPAC, medida

em €/kW;

 Kt, é o coeficiente de ponderação, que pode assumir os seguintes valores:

o 50%, “caso o total acumulado de potência instalada das UPAC (…) exceda os 3% do total da potência instalada de centro electroprodutores do SEN”;

o 30%, “caso o total acumulado de potência instalada das UPAC (…) se situe entre os 1% e 3% do total da potência instalada de centro electroprodutores do SEN;

o 0%, “caso o total acumulado de potência instalada das UPAC (…) seja inferior a 1% do total da potência instalada de centro electroprodutores do SEN;

2.6 Sistema Elétrico Português

2.6.1 Caracterização Sistema Elétrico Português

O sistema elétrico português engloba na sua cadeia de valor a produção, transporte, distribuição e comercialização da energia elétrica. O seu objetivo fundamental é a “disponibilização de energia elétrica em termos adequados às necessidades dos consumidores”[16].

A produção no SEN engloba dois regimes legais: os produtores de energia em regime ordinário, que são os responsáveis pela produção de eletricidade com base em fontes tradicionais não renováveis e nos grandes centros electroprodutores hídricos, e os produtores em regime especial que engloba a cogeração e a produção elétrica a partir de fontes de energia renovável.[17]

O transporte de eletricidade é feito através da Rede Nacional de Transporte de Eletricidade (RNT), através de uma concessão atribuída pelo Estado Português à REN – Redes Energéticas Nacionais, sendo a distribuição feita através da Rede Nacional de Distribuição (RND). Esta é gerida, por concessão, pela EDP Distribuição.

A comercialização da eletricidade, com a liberalização do sector, foi separada da atividade de distribuição. Os comercializadores têm direito de acesso à rede de transporte e distribuição, e relacionam-se diretamente com os consumidores.

Neste momento, o sector elétrico português encontra-se num processo de liberalização, um processo iniciado em 1995 para os grandes consumidores de energia elétrica, em Muito Alta, Alta e Média Tensão. No ano de 2006 ocorreu a ultima fase do processo de liberalização do sector elétrico em Portugal, permitindo aos consumidores domésticos a possibilidade de escolha quanto ao fornecedor de energia. Atualmente, no sector elétrico em Portugal, convivem em paralelo o Mercado Livre e um Mercado Regulado. De acordo com a ERSE, existem neste momento onze comercializadores de energia

18 elétrica dedicados aos clientes domésticos, e treze comercializadores que comercializam eletricidade para os consumidores industriais, pequenos negócios e grandes consumidores.

Tabela 1 - Consumo referido à produção líquida [GWh][18] 2014 2013 Var. %

Produção

Total

Produção não renovável

2.6.2 Caracterização da Procura em Baixa Tensão Normal

A caracterização da procura dentro do Sistema Elétrico Nacional é fundamental para definir as tarifas cobradas a cada agente do sector. De acordo com a ERSE, foi previsto para o ano de 2014, uma diminuição de 1% no fornecimento de energia elétrica, em GWh, em relação ao ano de 2013, quer no mercado regulado, ou seja, com fornecimento de energia elétrica por parte do comercializador de ultimo recurso, quer em mercado livre, prevendo-se uma alteração no fornecimento de energia elétrica, passando de 19 203 GWh para 19 006 GWh[19], correspondente a 6 002 235 consumidores, em BTN.

Em relação ao número total de consumidores, em BTN, a previsão para o ano de 2014, pressupunha uma variação de apenas 0,3%, comparativamente ao ano de 2012, o que representa uma estagnação quase total do número de consumidores.

É igualmente importante conhecer a segmentação dos clientes em cada mercado, visto que tais considerações foram tidas em conta, na formulação das tarifas a aplicar no sector da energia elétrica.

No que diz respeito às Tarifas Transitórias de Venda a aplicar aos Clientes Finais em BTN pelo Comercializador de Último Recurso, foram considerados 3 432 471 clientes, o que correspondeu a um fornecimento de energia de 9 373 GWh para o ano de 2014.

Sendo de interesse maior, os clientes fornecidos num regime de Baixa Tensão Normal com potência contratada inferior ou igual a 20,7 kVA e maior que 2,3 kVA, pelo seu maior impacto no Sistema Elétrico Nacional, não foram apresentados clientes em regime de Baixa Tensão Normal Sazonal, visto que esta situação é aplicada a “atividades económicas que apresentem, pelo menos, 5 meses de ausência de consumo.”[20]

Respeitando o critério acima mencionado a repartição dos clientes do comercializador de último recurso ao nível da potência contratada é feita da seguinte forma:

19

Figura 13 - Repartição dos clientes do Comercializador de Ultimo Recurso em BTN (<=20,7 kVA e >2,3 kVA) [19] 0 200000 400000 600000 800000 1000000 1200000 1400000 3,45 4,6 5,75 6,9 10,35 13,8 17,25 20,7 N ú me ro d e C lie n te s

Potência Contratada [kVA]

Quantidades consideradas para tarifas transitórias a clientes

finais em BTN, pelo CUR

20 Tabela 2 - Quantidades consideradas para o cálculo da Tarifa Transitória de Venda a

Clientes Finais[19].

Potência Contratada [kVA] Número de Clientes % do total

Tarifa Simples 3,45 1411823 46,3% 4,6 85470 2,8% 5,75 40774 1,3% 6,9 628371 20,6% 10,35 165333 5,4% 13,8 60376 2,0% 17,25 18508 0,6% 20,7 69988 2,3% Tarifa Bi-Horária 3,45 108828 3,6% 4,6 39044 1,3% 5,75 21596 0,7% 6,9 228456 7,5% 10,35 59996 2,0% 13,8 30389 1,0% 17,25 10516 0,3% 20,7 34283 1,1% Tarifa Tri-horária 3,45 9997 0,3% 4,6 3567 0,1% 5,75 1771 0,1% 6,9 11331 0,4% 10,35 2777 0,1% 13,8 1507 0,0% 17,25 671 0,0% 20,7 2980 0,1% Total 3 048 352 100,0%

Figura 14 - Distribuição de clientes, por opção tarifária e por escalão de potência, no Comercializador de Ultimo Recurso

21 No que concerne ao mercado liberalizado e à caracterização da procura nesse sector, foram considerados um total de 2 589 765 clientes em BTN, correspondente a um fornecimento de energia de 9 632 GWh.

Figura 15 - Repartição dos clientes no mercado liberalizado em BTN (<=20,7 kVA e >2,3 kVA)[19] 0 200000 400000 600000 800000 1000000 1200000 1400000 3,45 4,6 5,75 6,9 10,35 13,8 17,25 20,7 N ú me ro d e C lie n te s

Potência Contratada [kVA]

Quantidades consideradas para tarifas aplicáveis a clientes

finais em BTN em mercado liberalizado

22 Tabela 3 - Quantidades consideradas para o cálculo da tarifa aplicáveis a clientes no

mercado liberalizado

Potência Contratada [kVA] Número de Clientes % do total

Tarifa Simples 3,45 1130868 46,6% 4,6 67870 2,8% 5,75 32354 1,3% 6,9 512412 21,1% 10,35 138099 5,7% 13,8 49308 2,0% 17,25 14694 0,6% 20,7 56717 2,3% Tarifa Bi-Horária 3,45 86285 3,6% 4,6 30945 1,3% 5,75 17117 0,7% 6,9 181391 7,5% 10,35 48216 2,0% 13,8 24394 1,0% 17,25 8438 0,3% 20,7 27672 1,1% Tarifa Tri-horária 3,45 0 0,0% 4,6 0 0,0% 5,75 0 0,0% 6,9 0 0,0% 10,35 0 0,0% 13,8 0 0,0% 17,25 0 0,0% 20,7 0 0,0% Total 2426780 100,0%

2.6.3 Tarifas e Preços da eletricidade

Dentro do SEN quem assume a responsabilidade pelo sistema tarifário e pela metodologia de cálculo das tarifas é a ERSE. Esta entidade é responsável por estabelecer as tarifas de Uso Global do Sistema, de Uso da Rede de Transporte, de Uso da Rede de Distribuição e a Tarifa de Energia sendo os comercializadores responsáveis por estabelecerem a tarifa de comercialização que cobram aos seus clientes.

A Tarifa de Uso Global do Sistema deve incluir os “custos com a operação do sistema, custos decorrentes de medidas de políticas energéticas, ambiental ou de interesse económico geral e os custos para a manutenção do equilíbrio contratual”[21].

A Tarifa de Uso de Transporte inclui os custos com o estabelecimento, operação e manutenção das redes de transporte em MAT, enquanto a Tarifa de Uso das Redes de Distribuição deve contabilizar

23 custos com as atividades relacionadas com a distribuição de energia elétrica em AT e MT, que incluem o planeamento, estabelecimento e operação e manutenção das redes.[21]

Por seu lado, a Tarifa de Energia está relacionada com os custos da compra e venda de energia elétrica pelo comercializador de último recurso.

Figura 16 - Composição das Tarifas de Venda a Clientes Finais no mercado regulado[22]

Figura 17 - Estrutura de tarifas no mercado livre[21]

A estrutura tarifária que foi estabelecida pela ERSE para o ano de 2015 teve que contabilizar diversos fatores que influenciam o preço da eletricidade. Enquanto no mercado liberalizado, os preços de comercialização não estão regulados, ficando essa decisão na posse do comercializador, no mercado regulado essa tarifa é estabelecida pela ERSE. No entanto, em ambos os mercados, existe uma componente de acesso à rede que terá que ser incorporada.

24 No ano de 2015, a ERSE definiu as tarifas a aplicar aos vários operadores e utilizadores do SEN, e estabeleceu um aumento de 0,5% na tarifa de Energia e Comercialização para o ano de 2015, em relação a 2014, um aumento de 21,2% na tarifa de Uso Global do Sistema, e uma diminuição de 8,5 na Tarifa de Uso de Redes[23].

A Tarifa de Comercialização é composta por dois termos tarifários: “o termo fixo, que depende do número de clientes e é definido em €/mês e o preço das energia ativa que depende da energia ativa e é objeto de medição no pontos de entrega e é definido em €/kWh.”[24]

Quanto às Tarifas Transitórias de Venda a clientes finais, em BTN, como se observa pela Figura 17, estas resultam da adição das tarifas acima mencionadas, tendo a ERSE estabelecido um aumento de 3,3% para o ano de 2015 em relação a 2014.

Ora, de acordo com a ERSE, este incremento fica a dever-se ao aumento dos custos com o serviço da dívida e ao fraco crescimento do consumo de energia elétrica, o que impede a diluição dos custos das atividades reguladas. Um fator de impacto na estruturação das tarifas e com impacto na definição dos seus custos são também os Custos de Interesse Económico Geral (CIEG). Estes não são mais que custos relacionados com decisões políticas e o impacto é refletido nas Tarifas de Acesso às Redes. Apesar do seu impacto ter vindo a diminuir nos últimos anos, ainda se fazem sentir de forma intensa.

25 De acordo com a ERSE, as tarifas de Vendas a Clientes Finais, tinham vindo a assumir uma queda no seu preço desde 1990 até ao ano 2008. A partir da daí, tem-se assistido a um aumento praticamente anual destas tarifas, muito devido aos custos das varias atividades do sector elétrico.

Figura 19 - Evolução das tarifas de Venda a clientes Finais em Portugal Continental (preços constantes de 2014)

26

3. Abandono da rede

Uma das maiores discussões a nível mundial relacionada com a maior penetração e acessibilidade aos sistemas fotovoltaicos para consumidores domésticos refere-se ao desligamento da rede, sendo que uma das maiores problemáticas a este nível é se será rentável e compensador para um consumidor doméstico depender unicamente do seu próprio sistema de produção de energia elétrica, neste caso um sistema fotovoltaico acompanhado por um sistema de armazenamento de energia. Estará a paridade com a rede com este sistema perto de ser atingida ou será que já foi mesmo atingida e quais as implicações de tal situação, são algumas questões que devem ser analisadas.

Em alguns pontos do mundo essa paridade da rede já foi atingida ou está iminente, principalmente em países onde o sector fotovoltaico se encontra bastante desenvolvido quer a nível residencial quer a nível industrial, e nos quais as tarifas elétricas são elevadas. Um dos países onde o debate tem sido bastante intenso são os Estado Unidos da América, onde vários relatórios [26] debatem este mesmo assunto, sendo que mais recentemente alguns trabalhos têm sido desenvolvidos por entidades europeias[27].

O desligamento da rede levanta também uma outra questão: a espiral da morte ou “death

spiral”[28]. Para as utilities pode estar a chegar uma tempestade perfeita, considerando todos os

efeitos da descida dos preços no sector fotovoltaico e a maior acessibilidade que tal traz. A acompanhar este fenómeno descendente de preços, existe outro contrário, ao nível dos custos de manutenção da rede e de produção de eletricidade, ou seja, os custos da rede elétrica e os preços da energia encontram-se numa situação de subida. Quanto mais altas as tarifas, mais consumidores irão sentir-se encorajados a deixar de depender a rede. Consequentemente, e considerando que os custos se mantêm, existirão menos consumidores a suportar esses custos, o que leva a um aumento ainda maior das tarifas. O que será um maior incentivo para que ainda mais consumidores abandonem a rede se tornem autossuficientes em termos energéticos.

Um dos estudos que se debruçaram sobre a paridade da rede e que serviu de base e guião para esta análise à realidade portuguesa, foi desenvolvido pelo Rocky Mountain Institute (RMI), denominado por “The Economics Of Grid Defection - When And Where Distributed Solar

Generation Plus Storage Competes With Traditional Utility Service” [14] e analisa a situação

relativamente à paridade da rede em vários estados americanos.

Este estudo tem em conta fatores fundamentais para o desenvolvimento de algo do género, como a evolução dos custos dos sistemas fotovoltaicos ou a evolução dos preços de eletricidade fornecida pela rede elétrica nacional. Para realizar todos os cálculos necessários o Instituto acima citado utilizou o software HOMER ENERGY[11]. A análise desenvolvida nesta tese seguiu o

27 mesmo raciocino e método que foi aplicado pelo RMI, o que incluiu igualmente a utilização do

software HOMER ENERGY.

3.1 Metodologia e pressupostos

Neste capítulo, pretende-se apresentar a metodologia que foi seguida na definição das bases para o cálculo do custo de produção da energia elétrica por um sistema fotovoltaico assim como a comparação com os preços da energia elétrica forneceria pela rede. Foram determinados o perfil de consumo de um consumidor doméstico típico, definidos os preços para o sistema fotovoltaico e sistema de armazenamento de energia, custo de capital e as considerações tomadas para os preços da energia elétrica.

3.1.1 Perfil de Consumo

Por forma a determinar o perfil de consumo de um consumidor doméstico típico em Portugal, recorreu-se aos perfis de consumo[29] disponibilizados pela Entidade Reguladora dos Serviços Energéticos (ERSE), que servem como referência ao consumo no território Português.

Considerou-se o perfil de consumo, em Baixa Tensão Normal, Classe C, por se considerar representativo da maior parte dos consumidores em Baixa Tensão Normal em Portugal. A classe C engloba os consumidores com potência contratada igual ou inferior a 13,8 kVA e consumo anual inferior ou igual a 7100 kWh[19].

Os dados disponibilizados pela ERSE, relativos aos perfis de consumo, encontram-se normalizados, “ (…) correspondendo a soma de todos os valores de 15 minutos para o ano a que reporta, a um valor igual a 1000.”.[30] De forma a ser possível obter um diagrama de carga representativo de um consumidor doméstico passível de ser um instalador de um sistema solar fotovoltaico, no local de consumo, foi necessário determinar o consumo médio respeitando a estrutura de consumidores existente no sistema elétrico português.

Consideraram-se os consumidores existentes no Mercado Livre, e no Mercado Regulado, ou seja, com fornecimento de energia, pelo Comercializador de Ultimo Recurso (CUR).

28 Tabela 4 - Número de consumidores por potência contratada e opção tarifária[19]

Potência

Contratada [kVA] Tarifa Simples Tarifa Bi-Horária Tarifa Tri-Horária Total

3,45 2 542 691 195 113 9 997 2 74 7801 4,6 153 340 69 989 3 567 226 896 5,75 73 128 38 713 1 771 113 612 6,9 1 140 783 409 847 11 331 1 561 961 10,35 30 3432 108 212 2 777 414 421 13,8 109 684 54 783 1 507 165 974 17,25 31 472 18 954 671 51 097 20,7 126 705 61 955 2 980 191 640 Total 4 481 235 957 566 34 601 5 473 402

Como é possível verificar através da Tabela 4, a potência contratada que engloba um maior número de consumidores tem o valor de 3,45 kVA, seguida pela potência contratada de 6,9 kVA, sendo que este último grupo apresenta o maior número de consumidores em regime de tarifa bi-horária e tarifa tri-bi-horária.

Considerou-se que os consumidores que melhor definiam um possível instalador de um sistema solar fotovoltaico para autoconsumo e que ao mesmo tempo maior importância assumiam na definição do perfil de consumo da Classe C, seriam os consumidores com uma potência contratada de 6,9 kVA. Deste modo, optou-se por determinar qual o consumo médio de um consumidor com essa potência.

56, 7% 20, 4% 28, 9% 3, 4% 7,3% 10, 3% 1, 6% _4,0% 5,1% 25, 5% 42, 8% 32, 7% 6, 8% 11, 3% 8, 0% 2, 4% 5,7% _4,4% 0, 7% _2,8% _2,0% 6,5% _1,9% 8, 6% T A R I F A S I M P L E S T A R I F A B I - H O R Á R I A T A R I F A T R I - H O R Á R I A % D e Co n sumido res P o r P erio d o Tarifár io

Potência Contratada [kVA]

DISTRIBUIÇÃO DE CONSUMIDORES

3,45 4,6 5,75 6,9 10,35 13,8 17,25 20,7

29 Contudo, como é possível verificar pela Tabela 5 e Tabela 6, os dados disponibilizados pela ERSE não permitem determinar o consumo referente aos consumidores que possuem uma potência contratada de 6,9 kVA, sendo que a informação disponibilizada relativamente ao Mercado Livre é ainda mais limitada comparativamente ao mercado regulado.

Assim sendo, de forma a determinar um consumo médio que melhor correlação tivesse com o consumo típico na potência contratada de 6,9 kVA, optou-se por determinar o consumo anual por consumidor, na tarifa bi-horária, visto que é nesta opção tarifária que os consumidores com potência de 6,9 kVA assumem maior impacto (Figura 20), tendo-se determinado um consumo anual por consumidor de 5406 kWh.

Tabela 5 - Consumo de energia elétrica, por opção tarifária, para clientes do CUR Energia Ativa [MWh]

Tarifa simples <=2,3 KVA 143 656 Tarifa simples <=6,9 kVA 3 940 830

Tarifa simples > 6,9 kVA 1 604 871 Tarifa bi-horária <= 6,9 kVA Fora do Vazio 773 065 Vazio 539 560 Tarifa bi-horária > 6,9 kVA Fora do Vazio 761 238 Vazio 494 356 Tarifa tri-horária <= 6,9 kVA Ponta 12 339 Cheia 33 199 Vazio 28 926 Tarifa tri-horária > 6,9 kVA Ponta 16 154 Cheia 44 983 Vazio 30 951 Total 8 280 472

Tabela 6 - Consumo de energia elétrica, por opção tarifária, no Mercado Livre Energia Ativa [MWh] Tarifa simples 5 637 053 Tarifa bi-horária Fora do Vazio 1 556 912 Vazio 1 051 243 Tarifa tri-horária Ponta 0 Cheia 0 Vazio 0 Total 8 245 208

30 Tabela 7 - Consumo agregado de energia elétrica, por opção tarifária

Energia Ativa [MWh] Número de consumidores

Consumo anual por consumidor [kWh] Tarifa simples 11 182 754 4 481 235 2 495 Tarifa bi-horária Fora do Vazio 3 091 215 957 566 5 406 Vazio 2 085 159 Tarifa tri-horária Ponta 28 493 34 601 4 814 Cheia 78 182 Vazio 59 877 Total 16 525 680 5 473 402

3.1.1.1

Diagrama de carga

Determinado o consumo anual por consumidor, tornou-se necessário definir o diagrama de carga típico de um consumidor doméstico, recorrendo aos perfis de consumo disponibilizados pela ERSE.

Como já foi referenciado anteriormente, utilizou-se o perfil de consumo BTN Classe C, tendo-se multiplicado os valores do referido perfil por uma constante, neste caso, o consumo anual médio, com o valor de 5406 kWh/ano, e dividindo-se o valor obtido por 0,25 por forma a obter a potência a cada 15 minutos, como poderá ser observado na seguinte expressão:

𝑃𝐹 =𝐵𝑇𝑁 𝐶 × 𝐶𝑜𝑛𝑠𝑢𝑚𝑜 𝑎𝑛𝑢𝑎𝑙 𝑚é𝑑𝑖𝑜 0,25

Na Tabela 8, é possível observar uma secção dos dados que foram considerados e obtidos através do cálculo acima referido, de modo a determinar as necessidades de consumo de um consumidor típico.

31 Tabela 8 - Excerto de tabela com valores determinados para diagrama de carga

Data Dia Hora BTN C Consumo

Elétrico [kWh] Potência [kW] 1-jan-14 Quarta-feira 00:15 0,04093 0,221281 0,885122676 1-jan-14 Quarta-feira 00:30 0,03940 0,213003 0,852013357 1-jan-14 Quarta-feira 00:45 0,03784 0,204578 0,818312982 1-jan-14 Quarta-feira 01:00 0,03641 0,196822 0,787286633 1-jan-14 Quarta-feira 01:15 0,03487 0,18848 0,753918427 1-jan-14 Quarta-feira 01:30 0,03334 0,180236 0,720943463 1-jan-14 Quarta-feira 01:45 0,03177 0,171737 0,686948028 1-jan-14 Quarta-feira 02:00 0,03055 0,165145 0,660578249 1-jan-14 Quarta-feira 02:15 0,02957 0,159859 0,639437752 1-jan-14 Quarta-feira 02:30 0,02874 0,155374 0,621497143 1-jan-14 Quarta-feira 02:45 0,02783 0,150427 0,601708232 1-jan-14 Quarta-feira 03:00 0,02691 0,145468 0,581871483

De seguida, tornou-se necessário determinar a semana típica para cada mês do ano, diferenciando dias de semana e fins de semana, de hora a hora. Para tal, procedeu-se ao cálculo da média para os valores de potência, de hora em hora, entre os dias da semana de cada mês, assim como para os fins de semana. Optou-se por tomar esta opção, visto que o software utilizado permitia a introdução de um diagrama de carga mensal, com distinção entre dia de semana e fim de semana.

Os resultados obtidos apresentam-se nos gráficos seguintes, para alguns meses do ano, para um dia de semana típico e fim de semana, de um consumidor típico.

32

Figura 21 - Diagrama de carga (Dia de semanal típico para certos meses do ano)

Figura 22 - Diagrama de carga (Fim de semana típico para certos meses do ano) 0 0,2 0,4 0,6 0,8 1 1,2 1,4 P o tênci a [kW ] Hora

DIAGRAMA DE CARGA - SEMANA

Janeiro Fevereiro Junho Julho Agosto Novembro Dezembro

0 0,2 0,4 0,6 0,8 1 1,2 1,4 P o tê n cia [kW] Hora

DIAGRAMA DE CARGA - FIM DE SEMANA

33

3.1.2 Localização geográfica

Optou-se por utilizar como referência geográfica a cidade de Lisboa, visto possuir um localização central ao nível do país, e por se considerar representativa em termos populacionais e de tipo de consumidor.

Como tal, considerou-se a curva de radiação para a localização da cidade de Lisboa para referências de cálculos em termos de produção elétrica. Os dados foram obtidos através do

software PVSyst®, donde se retirou a curva de radiação anual, tendo-se posteriormente

trabalhado os dados, para obter médias mensais de radiação solar.

Os dados foram posteriormente inseridos no software HOMER Energy, e que foram utilizados por este no cálculo da produção elétrica.

Tabela 9 - Irradiação Solar em Lisboa (Latitude: 38,5ºN, Long: 9,1ºW, Altitude: 5 m) [Wh/m2_{.dia] [kWh/m}2_.mês] Janeiro 2060 63,86 Fevereiro 2822 79,01 Março 4645 144,00 Abril 5267 158,00 Maio 6394 198,23 Junho 7200 216,00 Julho 7258 225,00 Agosto 6677 207,00 Setembro 5200 156,00 Outubro 3586 111,18 Novembro 2016 60,48 Dezembro 1765 54,72 Ano 4585 1673