Universidade de Trás-os-Montes e Alto Douro
Autoconsumo – legislação, tecnologias e contribuição
na mitigação das alterações climáticas
Marco André Silva Ferreira
Dissertação de Mestrado em Engenharia de Energias Departamento de Engenharias, Escola de Ciências e Tecnologia
Orientador: Professora Doutora Margarida da Conceição Rasteiro Magano Lopes Rodrigues Liberato
iii
Universidade de Trás-os-Montes e Alto Douro
Autoconsumo – legislação, tecnologias e contribuição
na mitigação das alterações climáticas
Marco André Silva Ferreira
Dissertação de Mestrado em Engenharia de Energias Departamento de Engenharias, Escola de Ciências e Tecnologia
Orientador: Professora Doutora Margarida da Conceição Rasteiro Magano Lopes Rodrigues Liberato
Dissertação submetida à
Universidade de Trás-os-Montes e Alto Douro
para obtenção do grau de Mestre
em Engenharia de Energias de acordo com o disposto no
DR – I série – Nº 151, Decreto-Lei n.º 115/2013 de 7 de agosto e no
Regulamento de Estudos Conducente ao Grau de Mestre da UTAD
DR, 2.ª série - Nº 149 de 4 de agosto de 2011
v
Orientação científica:
Margarida da Conceição Rasteiro Magano Lopes Rodrigues Liberato
Professora Auxiliar da Escola de Ciências e Tecnologia da Universidade de
Trás-os-Montes e Alto Douro
Composição do Júri:
Presidente:
- Doutor Eurico Vasco Ferreira Amorim, Professor Auxiliar da Escola de Ciências e Tecnologia da Universidade de Trás-os-Montes e Alto Douro.
Vogais do Júri:
- Doutora Margarida da Conceição Rasteiro Magano Lopes Rodrigues Liberato, Professora Auxiliar da Escola de Ciências e Tecnologia da Universidade de Trás-os-Montes e Alto Douro.
- Doutor Sérgio Augusto Pires Leitão, Professor Auxiliar da Escola de Ciências e Tecnologia da Universidade de Trás-os-Montes e Alto Douro.
vii
Dedico esta dissertação aos meus pais. Porquê? Só nós sabemos! É esta a recompensa que vos posso dar…
ix
“Loucura é querer resultados diferentes fazendo tudo sempre igual!”
xi Agradecimentos
Durante a realização deste trabalho, tive a sorte de poder contar com a colaboração de algumas pessoas, a quem devo um sincero agradecimento.
À minha orientadora Professora Doutora Margarida Liberato agradeço o seu incansável auxílio na elaboração desta dissertação, bem como toda a sua disponibilidade e interesse demonstrados ao longo da mesma.
À Doutora Olga Azevedo pela sua simpatia e amabilidade em me conceder os dados elétricos da sua empresa, entre outras informações essenciais para a realização do caso de estudo.
Aos meus pais, irmã e cunhado pelo apoio incondicional. Ao meu afilhado, pelos momentos de gargalhada e bem-estar que me proporciona.
Aos meus amigos trofenses, porque fazem a diferença.
A todos os que, de uma forma direta ou indireta, contribuíram para a concretização de mais esta etapa.
xiii Resumo
A União Europeia (UE) tem vindo a enfrentar múltiplos desafios resultantes quer do aumento da dependência das importações de energia, quer da escassez de recursos energéticos, não esquecendo ainda a necessidade de mitigar as alterações climáticas e de ultrapassar a crise económica. Por conseguinte, a eficiência energética é vista como um instrumento crucial para superar estes desafios (PECUE, 2012). Ora, sendo Portugal parte integrante da UE, e tendo em conta a entrada recente em vigor de nova legislação, referente à produção descentralizada de energia (Decreto-Lei nº 153/2014), que introduziu o conceito de autoconsumo - e que exponencia a tal eficiência energética – importa saber de que forma esta legislação pode ser aplicada na realidade a nível empresarial. Assim sendo, este trabalho, no âmbito do autoconsumo (no caso prático, fotovoltaico), teve como principais objetivos realizar um estudo detalhado acerca da metodologia utilizada no dimensionamento de um sistema deste tipo, para depois averiguar, por um lado, se o projeto é viável a nível económico e, por outro, que contributo oferece numa ótica de mitigação das alterações climáticas. Aferiu-se, então, que apesar da UPAC estudada ser um projeto viável, a implementação de uma UPP seria a solução mais vantajosa para a empresa, na medida em que, por um lado, o seu Período de Recuperação seria inferior, entre 2 a 3 anos e o Cash Flow acumulado compensaria o maior investimento inicial na UPP, em 3 442 €; por outro lado, a UPP evitaria mais 54,5 tep e mais 200,1 toneladas de CO2 equivalente do que a UPAC.
Palavras-chave: eficiência energética, mitigação das alterações climáticas, produção descentralizada, autoconsumo, legislação.
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Abstract
For the last several years, the European Union has faced multiple challenges resulting not only from the increasing dependence on imported energy and the scarcity of local sources of energy, but also from the urgent need to both mitigate climate change and to overcome the international economic crises. Therefore, energy efficiency is now seen as an essential tool to overcome the present and upcoming challenges as it is able to successfully accomplish the solution for several problems (PECUE, 2012). Since Portugal is an integral part of the EU, and taking into account the recent entry into force of new legislation on decentralized energy production (Decree-Law No 153/2014), which introduced the concept of self-consumption – an important tool to increase energy efficiency - it is important to know how this legislation can be transposed and applied in the Portuguese reality, especially at the enterprise level.Therefore, this work aims to carry out a detailed study of the methodology used in the design of a system of this type, in order to investigate, on the one hand, if the project is feasible at this level and, on the other hand, what contribution it offers in a climate change mitigation perspective. It was then verified that although the UPAC studied was a viable project, the implementation of a UPP would be the most advantageous solution for the company, since, on the one hand, its Payback would be less than 2 to 3 accumulated cash flow would offset the largest initial investment in the UPP, at € 3 442; On the other hand, the UPP would avoid more 54,5 tep and 200,1 tons of CO2 equivalent than the UPAC.
Keywords: energy efficiency, mitigate climate change, decentralized production, self-consumption, legislation.
xvii Índice geral
1 - Introdução ... 1
1.1 - Objetivos ... 3
1.2 – Estrutura da dissertação ... 3
2 - Energia solar fotovoltaica ... 5
2.1 - Panorama Fotovoltaico Mundial ... 5
2.1.1 – Potencial fotovoltaico em Portugal ... 6
2.2 – Princípio de funcionamento ... 7
2.3 - Tecnologias de células fotovoltaicas... 8
2.3.1 - Células monocristalinas ... 9
2.3.2 - Células policristalinas ... 9
2.3.3 - Células amorfas ... 9
2.3.4 - Células de película fina ... 10
2.3.5 - Novas células solares ... 12
2.4 - Fatores que influenciam o rendimento do painel fotovoltaico ... 13
2.4.1- Curva característica ... 13
2.4.2 - Efeito da radiação ... 15
2.4.3 - Efeito da temperatura ... 15
2.4.4 – Sombreamento ... 17
2.5 – Sistemas solares fotovoltaicos ... 18
2.5.1 - Sistemas Isolados ... 18
2.5.2 - Sistemas híbridos ... 19
2.5.3 - Sistema ligado à rede ... 20
2.5.4 – Sistemas descentralizados de energia ... 21
2.6 - Formas de incentivo à instalação fotovoltaica na Europa ... 23
2.7 - Legislação atual em Portugal ... 30
2.7.1 - Produção para autoconsumo ... 31
2.7.2 - Requisitos para obtenção de registo e de certificado de exploração ... 32
2.7.3 - Direitos e deveres dos produtores ... 33
2.7.4 - Produção em autoconsumo - vicissitudes ... 33
2.8 – Tarifário em autoconsumo ... 36
2.8.1 - Tarifa da Energia não consumida injetada na RESP ... 37
2.8.2 - Custo da Energia Consumida ... 37
3 - Metodologia de dimensionamento de sistemas fotovoltaicos ... 43
3.1 - Levantamento das características do local da instalação ... 43
xviii
3.1.2 - Dados climáticos do local ... 44
3.1.3 - Altura mínima solar ... 44
3.2 - Escolha do painel ... 48
3.3 - Disposição física dos painéis ... 48
3.3.1 - Orientação e inclinação dos painéis ... 48
3.3.2 - Distância mínima entre fileiras ... 49
3.4 - Seleção da potência do sistema ... 50
3.5 - Estimativa da energia produzida ... 51
3.6 - Dimensionamento dos inversores ... 53
3.6.1 - Potência do inversor ... 53
3.6.2 - Número mínimo de painéis por fileira ... 54
3.6.3 - Número máximo de painéis por fileira ... 54
3.6.4 - Número máximo de fileiras em paralelo ... 55
3.6.5 - Local da instalação do inversor ... 55
3.7 - Dimensionamento dos cabos ... 56
3.7.1 - Dimensionamento dos cabos de fileira ... 56
3.7.2 - Dimensionamento do cabo principal DC ... 58
3.7.3 - Dimensionamento do cabo AC ... 59
3.8 - Dimensionamento das proteções ... 60
3.8.1 - Proteção dos cabos de fileira ... 61
3.8.2 - Interruptor principal DC ... 61
3.8.3 - Proteção do cabo principal DC ... 62
3.8.4 - Proteção do cabo AC ... 62
3.8.5 - Proteção contra sobretensões ... 62
3.9 - Softwares de simulação e dimensionamento de sistemas FV - PVSyst ... 63
3.10 - Análise económica do investimento numa UPAC ... 65
3.10.1 Características do investimento ... 66
3.10.2 Indicadores financeiros ... 67
4 - Caso de estudo ... 71
4.1 - Setor empresarial em Portugal ... 71
4.2 - Caracterização da empresa estudada ... 73
4.3 – Características do local de instalação ... 74
4.3.1 – Área disponível ... 75
4.3.2 – Dados climáticos do local ... 75
4.3.3 - Altura mínima do sol ... 78
4.4 - Seleção do painel fotovoltaico ... 79
xix
4.6 - Potência do sistema ... 81
4.6.1 - Condicionante área útil disponível ... 82
4.6.2 - Condicionante potência contratada ... 83
4.6.3 - Condicionante energia produzida e consumida... 83
4.7 - Dimensionamento dos inversores ... 90
4.7.1 – Número mínimo de painéis por fileira ... 91
4.7.2 – Número máximo de painéis por fileira ... 91
4.7.3 – Número máximo de fileiras em paralelo ... 92
4.7.4 - Local de instalação do inversor ... 92
4.8 - Dimensionamento dos cabos ... 92
4.9 - Dimensionamento das proteções ... 95
4.9.1 - Proteção dos cabos de fileira ... 95
4.9.2 - Interruptor principal DC ... 95
4.9.3 - Proteção AC ... 96
4.9.4 - Proteção contra sobretensões ... 96
4.10 - Simulação em PVSyst ... 96
4.11 – Análise económica do investimento ... 100
4.11.1 – Alternativa em estudo – UPP ... 105
4.12 – Contribuição na mitigação das alterações climáticas ... 107
5 - Conclusões ... 111
5.1 - Perspetivas de trabalhos futuros ... 112
xxi Índice de Figuras
Figura 2.1 - Capacidade mundial e adições anuais de energia solar FV entre 2005 e 2015
(REN21, 2016). ... 5
Figura 2.2 - Potência instalada para aproveitamento da energia solar fotovoltaica (DGEG, 2015). ... 6
Figura 2.3 - Energia elétrica produzida anualmente por aproveitamento de energia solar fotovoltaica (DGEG, 2015). ... 6
Figura 2.4 - Processo hierarquizado de agrupamento: célula, módulo, painel fotovoltaico (Benito, 2011). ... 7
Figura 2.5 - Células monocristalinas, policristalinas e amorfas, e respetivos painéis ... 10
Figura 2.6 – Flexibilidade de um painel fotovoltaico de filme fino (Pinho e Galdino, 2014). ... 11
Figura 2.7 - Característica V-I e V-P de uma célula fotovoltaica típica de silício (adaptado de Zaraket et al., 2015). ... 14
Figura 2.8 – Representação gráfica do efeito da variação da temperatura nas curvas características (a) corrente – tensão e (b) potência – tensão (adaptado de Guimarães et al., 2004). ... 15
Figura 2.9 - Representação gráfica do efeito da variação da temperatura nas curvas características (a) corrente – tensão e (b) potência – tensão para uma radiação constante de 1000W/m2 (adaptado de Guimarães et al., 2004). ... 16
Figura 2.10 – Painel sombreado com díodos by-pass (Meral e Dincer, 2011). ... 17
Figura 2.11 - Aplicações de sistemas isolados fotovoltaicos (Guimarães et al., 2004)... 19
Figura 2.12 - Aplicações de sistemas híbridos (fotovoltaico-eólico) (Benito, 2011). ... 20
Figura 2.13 – Aplicações de sistemas ligados à rede (Kalogirou, 2009). ... 21
Figura 2.14 - Modelo comum do perfil de consumo e produção de um sistema de autoconsumo fotovoltaico com capacidade de armazenamento (EUROBAT, 2013). ... 22
Figura 2.15 - Esquema representativo do sistema de net-metering (EPIA, 2013). ... 26
Figura 2.16 – Razão entre a produção fotovoltaica e a eletricidade total consumida em vários países da UE e o peso de cada incentivo tarifário (SPE, 2015). ... 29
Figura 2.17 – Esquema de uma Unidade de Produção para Autoconsumo (adaptado de Donauer Solar Systems, 2014) ... 36
Figura 2.18 – Evolução dos custos referentes à tecnologia fotovoltaica e à energia residencial consumida (APREN, 2015). ... 38
Figura 2.19 – Produção e consumo de energia numa UPAC ao longo do dia (adaptado de SMA, 2010) ... 39
Figura 3.1 - Variação da radiação solar com a latitude ao longo de um ano no hemisfério Norte (adaptado de Portela, 2011). ... 44
xxii
Figura 3.2 - Órbita da Terra e declinação solar ao longo do ano (adaptado de Messenger e Ventre, 2004). ... 45 Figura 3.3 - Representação dos ângulos que determinam a posição solar relativa num determinado instante (adaptado de Kalogirou, 2009). ... 46 Figura 3.4 - Definição de ângulo horário solar, hs, declinação solar, δs, e latitude, L (Falcão,
2008). ... 47 Figura 3.5 – Distância ideal entre painéis (Pereira e Oliveira, 2011). ... 49 Figura 3.6- Modelo de proteção e seccionamento de um sistema fotovoltaico (adaptado de DGS, 2007). ... 60 Figura 4.1 – Vista aérea da empresa (Google Earth). ... 74 Figura 4.2 – Simulação do PVGIS no local estudado. ... 75 Figura 4.3 - Radiação diária média mensal incidente em painéis fixos com inclinação igual a 36°, na Trofa... 76 Figura 4.4 - Temperatura ambiente média mensal, na Trofa. ... 76 Figura 4.5 – Valores referentes ao recurso solar na Trofa, segundo a plataforma PVGIS. ... 77 Figura 4.6 - Altura solar em dezembro e junho, na Trofa. ... 77 Figura 4.7 - Esquema tipo de uma UPAC com um grupo FV de potência superior a 1,5 kW, associada a uma instalação elétrica alimentada pela RESP, em MT, com contagem BT (adaptado de CTNE, 2015)... 82 Figura 4.8 - Energia mensalmente produzida por cada painel FV durante um ano. ... 88 Figura 4.9 - Energia anualmente produzida por cada painel FV. ... 88 Figura 4.10 - Energia produzida pela UPAC, por ano. ... 88 Figura 4.11 - Ambiente de trabalho da aplicação Sunny Design da SMA. ... 90 Figura 4.12 – Importação de dados climáticos da Trofa do PVGIS para o PVSyst. ... 97 Figura 4.13 – Interface (parcial) do PVSyst: escolha dos diversos parâmetros e equipamentos. 97 Figura 4.14 - Produção energética média diária, por kWp instalado, para cada mês do ano - simulação PVSyst. ... 98 Figura 4.15 - Diagrama de perdas durante o ano - simulação PVSyst. ... 99 Figura 4.16 - Poupança acumulada ao longo do período de vida do investimento. ... 103 Figura 4.17 - Amortização do investimento. ... 104 Figura 4.18 - Esquema simplificado da configuração das ligações da matriz fotovoltaica para a UPP. ... 106 Figura 4.19 – Balanço carbónico da UPAC_SW em 25 anos - simulação PVSyst. ... 107
xxiii Índice de Quadros
Quadro 2.1 – Eficiência comercial de cada tecnologia fotovoltaica ... 12 Quadro 2.2 – Resumo dos regimes de autoconsumo nos países da UE (EC, 2015). ... 23 Quadro 2.3 – Esquemas de net-metering na UE (EC, 2015). ... 27 Quadro 2.4 – Implicações práticas do Decreto-Lei n.º 153/2014 (APREN, 2014). ... 31 Quadro 2.5 – Comparação entre UPAC e UPP segundo o Decreto-Lei n.º 153/2014 (OE, 2015). ... 35 Quadro 2.6 - Horários de faturação de energia (EDP, 2015). ... 40 Quadro 2.7 – Tarifário praticado pela EDP em baixa tensão (EDP,2015). ... 41 Quadro 3.1 – Parâmetros principais dos painéis FV. ... 48 Quadro 3.2 - Características das cablagens DC em sistemas FV (Pereira e Oliveira, 2011). ... 57 Quadro 3.3 – Comparação entre os softwares mais populares do mercado (Censolar, 2013). ... 64 Quadro 3.4 – Taxas de registo em função da potência instalada, de acordo com o novo regime jurídico – MAOTE, 2015. ... 67 Quadro 3.5 – Viabilidade do projeto em função do indicador económico VAL (Comissão Europeia, 2003). ... 68 Quadro 3.6 – Viabilidade do projeto em função do indicador económico TIR (Comissão Europeia, 2003). ... 69 Quadro 4.1 - Classificação das empresas quanto à sua dimensão (adaptado de INE, 2016). ... 72 Quadro 4.2 - Principais indicadores económicos das empresas não financeiras em 2014 (INE,2016). ... 72 Quadro 4.3 - Parâmetros de determinação da altura solar mínima... 78 Quadro 4.4 - Estudo de comparação dos painéis FV escolhidos. ... 79 Quadro 4.5 - Determinação da distância mínima entre fileiras e do fator de utilização do espaço. ... 80 Quadro 4.6 – Quantidade de energia elétrica consumida mensalmente pela empresa em 2015, em cada período do tarifário, e potência tomada em horas de ponta. ... 83 Quadro 4.7 – Síntese do cálculo dos parâmetros específicos para um ano completo pelo módulo SW-250. ... 86 Quadro 4.8 – Estimativa da energia produzida (versão resumida) ao longo de um ano pelo módulo SW-250. ... 87 Quadro 4.9 – Poupança anual ideal na UPAC estudada para diferentes tipos de solução. ... 89 Quadro 4.10 – Resumo da solução encontrada (Inversor) para o sistema FV em estudo. ... 91 Quadro 4.11 - Determinação da secção dos cabos de fileira e das perdas de potência por efeito de Joule associadas. ... 92 Quadro 4.12 - Determinação da secção dos cabos principais DC e das perdas de potência por efeito de Joule associadas. ... 93
xxiv
Quadro 4.13 - Determinação da secção dos cabos AC e das perdas de potência por efeito de Joule associadas. ... 94 Quadro 4.14 - Quantificação das perdas por efeito de Joule na instalação FV. ... 94 Quadro 4.15 – Comparação da estimativa de produção energética anual da UPAC, pelo método de cálculo e pelo PVSyst. ... 99 Quadro 4.16 – Estimativa do custo inicial do projeto. ... 101 Quadro 4.17 – Características do projeto. ... 102 Quadro 4.18 – Características do investimento. ... 102 Quadro 4.19 - Indicadores financeiros do projeto ... 104 Quadro 4.20 – Análise comparativa do investimento na UPP e na UPAC. ... 106 Quadro 4.21 – Impacto ambiental das diferentes soluções simuladas em PVSyst... 108
xxv Lista de Abreviaturas e Acrónimos
AIE - Agência Internacional de Energia
APREN - Associação Portuguesa de Energias Renováveis BT - Baixa Tensão
CdTe - Telureto de Cádmio CF - Cash-flow de exploração
CIEG - Custos de Interesse Económico Geral CIGS - Disseleneto de Cobre-Índio-Gálio CIS - Disseleneto de Cobre-Índio
CPE - Custo Ponderado de Energia CPV – Concentrated Photovoltaics
CUR - Comercializador de Último Recurso DC/AC – Direct Current/Alternative Current DGEG - Direção-Geral de Energia e Geologia DL - Decreto-Lei
DSSC – Dye-Sensitized Solar Cell DST – Descarregadores de Sobretensões EBE - Excedente Bruto de Exploração
EPIA - European Photovoltaic Industry Association FER - Fontes de Energia Renováveis
FiP – tarifas Feed-in Premium FiT – Tarifas Feed-in
FPME – Formação de Pequenas e Médias Empresas FV – Fotovoltaico/a
GaAs – Arseneto de Gálio I - Investimento inicial
xxvi INE - Instituto Nacional de Estatística
IVA – Imposto de valor acrescentado
MAOTE - Ministério do Ambiente, Ordenamento do Território e Energia MPP – Maximum Power Point
MT - Média Tensão
Mtep - Milhões de toneladas equivalentes de petróleo OMIE - Operador de Mercado Ibérico de Energia ONG – Organização Não Governamental
OPV – Organic Photovoltaics
ORD - Operador da Rede de Distribuição O&M - Operação e Manutenção do sistema PB – Payback
PECUE – Parlamento Europeu e Conselho da União Europeia PI – Potência Instalada
PNAER - Plano Nacional de Ação para as Energias Renováveis PME – Pequena e Média Empresa
PPA – Contrato Particular de Compra PR - Período de Recuperação
P&D - Pesquisa e Desenvolvimento REN - Renewable Energy policy Network RESP - Rede Elétrica de Serviço Público
RTIEBT – Regras Técnicas de Instalações Elétricas de Baixa Tensão SEI - Sistema Elétrico Independente
SEN - Sistema Elétrico Nacional
SERUP - Sistema Eletrónico de Registo de Unidades de Produção STC - Standard Test Conditions
QUERCUS - Associação Nacional de Conservação da Natureza TDP - Taxa de Degradação dos Painéis
xxvii TIR - Taxa Interna de Rentabilidade
UE – União Europeia UP – Unidade de Produção
UPAC - Unidade de Produção para Autoconsumo UPP - Unidades de Pequena Produção
VAB - Valor Acrescentado Bruto VAL – Valor Atual Líquido VR - Valor Residual
VTEC - Valor Total de Energia Consumida TA - Taxa de Atualização
xxix Lista de Símbolos
A – Área
b – Comprimento do painel fotovoltaico
CFj – Cash-flow do ano j
CH3NH3PbI3 – Fórmula química da célula solar híbrida de perovskitas
CO2 – Dióxido de carbono
cos φ – Fator de potência
d – Distância mínima entre fileiras E – Energia produzida pelo painel F - Fator de utilização do espaço G – Radiação solar
GW – Gigawatt GWh – Gigawatt-hora h – Hora
I – Corrente elétrica (Ampere)
I0 – Corrente inversa máxima de saturação do díodo
I1 – Corrente convencional de não funcionamento da proteção
I2 – Corrente convencional de funcionamento do disjuntor
ICABO AC – Corrente nominal do cabo AC
ICABO DC – Intensidade de corrente nominal no cabo principal DC
ICC – Corrente de curto-circuito
ICC FV – Corrente de curto-circuito nominal do gerador fotovoltaico
IFi – Corrente nominal da fileira
Imax – Corrente no ponto de potência máxima
In – Corrente nominal do aparelho de proteção
It - Investimento total atualizado
Iz – Corrente máxima admissível na canalização
xxx k – Constante de Boltzmann
kVA – Quilovolt-ampere kWh – Quilowatt-hora L – Latitude
LCABO AC – Comprimento do cabo do ramal AC
LCABO DC – Comprimento do cabo principal DC
LM – Comprimento dos cabos de fileira
m - Fator de idealidade do díodo
m’ - Fator de idealidade equivalente do díodo m2 – Metro quadrado
mA – Miliampere MW – Megawatt MWh – Megawatt-hora
n – Número de períodos de tempo considerado nfil – Número máximo de fileiras em paralelo
nmax – Número máximo de módulos em série
nmin – Número mínimo de módulos em série
NSM – Número de células ligadas em série
°C – Graus Celsius P – Potência elétrica S – Potência aparente
PerdasCABO AC – Perdas por efeito e Joule no cabo AC
PerdasCABO DC – Perdas por efeito de Joule no cabo principal DC
PFV – Potência nominal do gerador fotovoltaico
PINV – Potência do inversor
PM – Perdas por efeito de Joule nos cabos de fileira
Pmax – Potência máxima
xxxi SCABO AC – Secção transversal do cabo AC
SCABO DC – Secção transversal do cabo principal
SFi – Secção transversal do cabo da fileira
T – Temperatura absoluta da célula
VC – Tensão composta de saída do inversor
Vca – Tensão em circuito aberto
VCA FV – Tensão de circuito aberto nominal do gerador fotovoltaico
Vmax – Tensão no ponto de potência máxima VREDE – Tensão nominal da rede
VT – Tensão equivalente da temperatura
Wp – Watt-pico
α – Inclinação dos painéis fotovoltaicos β – Altura mínima do sol
δ – Condutividade elétrica δs – Declinação solar
Δt – Intervalo de tempo considerado ΔV – Coeficiente de temperatura de VCA
Ɛ - Hiato do silício η – Rendimento
ηinv – Rendimento do conjunto MPPT/inversor
θa – Temperatura ambiente
1
1 - Introdução
Atualmente, Portugal é um dos países onde a aposta nas energias renováveis tem sido mais vincada, sendo mesmo considerado uma referência a nível internacional. Segundo se pode aferir de um comunicado conjunto da Associação Portuguesa de Energias Renováveis (APREN) e da Associação Nacional de Conservação da Natureza (QUERCUS), no ano de 2014, a produção da eletricidade de origem renovável aumentou em relação a 2013, tendo sido responsável por 63,8% de toda a eletricidade produzida em Portugal Continental em 2014, comparativamente aos 61,7% do ano anterior, atingindo, assim, um novo valor histórico. Desta forma, evitou-se a emissão de cerca 13 milhões de toneladas de dióxido de carbono para a atmosfera, poupando-se 1565 milhões de euros (1500 milhões em importações de carvão e gás natural, mais 65 milhões em licenças de emissão de CO2) (EO, 2015). Perante tais indicadores, torna-se então interessante perceber de que modo a recente legislação relativa ao autoconsumo pode interferir neste paradigma.
De recordar, contudo, que esta política energética sustentável, em que as energias renováveis têm um papel fundamental, abrange toda a comunidade internacional, impulsionada e consciencializada pelo Protocolo de Quioto que entrou em vigor em 2005 (PECUE, 2004).
No que diz respeito à União Europeia (UE), os Estados-Membros comprometeram-se a: até 2020, reduzir as emissões de gases com efeitos de estufa em 20 %, aumentar em igual percentagem a proporção de fontes de energia renováveis no cabaz energético da União Europeia e alcançar a meta de 20 % estabelecida para a eficiência energética (MAOTE, 2015).
Porém, as conclusões do Conselho Europeu de 4 de fevereiro de 2011 sublinharam que o objetivo de alcançar 20% de eficiência energética em 2020, acordado pelo Conselho Europeu de junho de 2010, não está fácil de ser alcançado, mas irá ser conseguido. Objetivamente, as projeções feitas em 2007 indicaram um consumo de energia primária de 1 842 milhões de toneladas equivalentes de petróleo (Mtep) em 2020. Uma redução de 20 % corresponde a 1 474 Mtep em 2020, isto é, a uma diminuição de 368 Mtep em relação às projeções. Segundo o Conselho Europeu, no âmbito deste processo – designado “Estratégia Europa 2020” - e a fim de cumprir esse objetivo no plano nacional, os Estados-Membros, em estreita concertação com a Comissão, deverão
2
definir objetivos a nível interno e indicar nos seus programas nacionais de reforma como tencionam concretizá-los (PECUE, 2012).
Portanto, nesta ótica limpa e eficiente, e dado que uma das formas alternativas de produção de energia elétrica em maior expansão em Portugal se baseia na utilização de unidades produtoras descentralizadas, foram tomadas medidas no sentido de tentar potenciar este domínio a nível nacional (Amado e Poggi, 2014).
Eis que surge então o conceito de autoconsumo, atividade recente regulada pelo Decreto-Lei nº 153/2014 de 20 de outubro e pelas portarias nº 14/2015 e 15/2015 de 23 de janeiro, no âmbito do Sistema Elétrico Independente (SEI). Trata-se de um novo modelo de produção descentralizada de energia a partir de energias renováveis, no qual a energia elétrica produzida assume uma tripla perspetiva: consumo predominante pelo produtor (autoconsumo), fornecimento a terceiros, e entrega do remanescente à Rede Elétrica de Serviço Público (RESP). Este modelo aplicado à energia solar consiste na instalação de painéis fotovoltaicos que captam a radiação solar e que, com a ajuda de inversores de corrente, produzem energia elétrica que é consumida na própria instalação. Toda a energia produzida e consumida representa poupança, uma vez que deixa de ser comprada ao comercializador de energia com o qual foi celebrado um contrato de fornecimento de energia elétrica (MAOTE, 2014; EC, 2015).
Por outro lado, é de realçar que se consegue uma maior eficiência quando a Unidade de Produção para Autoconsumo (UPAC) é dimensionada de acordo com as necessidades da instalação de consumo, no entanto, se houver excedentes, a energia excedente que não ultrapasse o consumo total anual da instalação de consumo é paga pela Energias De Portugal (EDP) Serviço Universal, a preços de mercado, mediante contrato assinado com esta entidade. O excedente de produção para além do valor total anual de consumo não é remunerado. Como tal, é importante avaliar adequadamente se vale a pena injetar o excedente na RESP, dado que esta opção implica o pagamento de taxas de registo da instalação, bem como, a instalação de sistemas de telecontagem da energia produzida e injetada e também a celebração de um contrato de seguro de responsabilidade civil (MAOTE, 2014).
Noutro prisma, esta forma de produção descentralizada de energia pode servir de mola impulsionadora para um maior desenvolvimento da energia fotovoltaica. Segundo dados da European Photovoltaic Industry Association (EPIA), em 2014, foram instalados em todo o mundo pelo menos 40 GW de potência fotovoltaica, superando os 38 GW do ano transato. No entanto, na Europa registou-se uma descida de 11 GW em 2013 para
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apenas 7 GW em 2014 (EPIA, 2014). Por sua vez, segundo dados da APREN e da QUERCUS, Portugal elevou, em 2014, a sua produção fotovoltaica em 31%, relativamente a 2013 - permitido pelo aumento da capacidade instalada - tendo superado 1% do consumo, o que revela o potencial de crescimento deste setor (APREN, 2015). Em suma, espero que este estudo sirva de incentivo à sociedade, no que concerne à produção descentralizada de energia – mais concretamente por autoconsumo - através de fontes renováveis, em particular a partir do sol.
1.1 - Objetivos
Na presente dissertação serão abordados vários conceitos do setor renovável nacional, nomeadamente do setor solar fotovoltaico. Por conseguinte, os objetivos propostos são os seguintes:
I. Analisar o ponto de situação do setor fotovoltaico em Portugal no que respeita à produção descentralizada, nomeadamente em relação ao autoconsumo;
II. Investigar as diversas tecnologias existentes no mercado fotovoltaico e esmiuçar a sua otimização energética;
III. Estudar a legislação em vigor em Portugal para o regime de produção fotovoltaica, o regime tarifário e as normas elétricas aplicáveis;
IV. Descrever a metodologia de dimensionamento de um sistema fotovoltaico e descobrir como otimizar uma instalação desta natureza;
V. Aplicar a metodologia desenvolvida a um caso de estudo empresarial;
VI. Utilizar uma das diversas ferramentas de simulação existentes no mercado, de modo a comparar com os resultados obtidos manualmente;
VII. Aferir a viabilidade económica do projeto, bem como o contributo que o mesmo pode assumir na mitigação das alterações climáticas.
1.2 – Estrutura da dissertação
Este documento encontra-se organizado em cinco capítulos. O presente capítulo engloba uma introdução ao tema, e apresenta a motivação e os objetivos da dissertação.
No capítulo 2, aborda-se o estado atual da energia fotovoltaica, quer a nível mundial, como nacional; descreve-se o princípio de funcionamento de um sistema fotovoltaico e que tipos de sistemas existem; inclui-se o estudo das distintas tecnologias fotovoltaicas;
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averigua-se os incentivos (tarifários) existentes, e estuda-se a legislação recente que rege o autoconsumo e também a pequena produção.
Por sua vez, no capítulo 3, é descrita, primeiramente, a metodologia que deve ser utilizada no dimensionamento de um sistema fotovoltaico, para, à posteriori, se dissecar os indicadores financeiros a serem tidos em conta num estudo de viabilidade económica de um projeto de investimento.
Quanto ao capítulo 4, este apresenta os resultados obtidos da aplicação prática do capítulo 3 a um caso de estudo empresarial, mais concretamente uma pequena empresa situada no concelho da Trofa, distrito do Porto. Feito isto, estudam-se alternativas, quer a nível energético-económico, quer a nível ambiental.
Finalmente, no capítulo 5, são expostas as conclusões do trabalho desenvolvido, assim como propostas para trabalhos futuros.
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2 - Energia solar fotovoltaica
Ao longo deste capítulo, pretende-se dar a conhecer os vértices mais importantes da energia solar fotovoltaica, com especial atenção para Portugal.
2.1 - Panorama Fotovoltaico Mundial
Como já fora dito na parte introdutória, a produção de energia fotovoltaica tem vindo a crescer consecutivamente, nomeadamente na última década. Ora, a Figura 2.1 demonstra isso mesmo.
Figura 2.1 - Capacidade mundial e adições anuais de energia solar FV entre 2005 e 2015 (REN21, 2016).
Através da Figura 2.1 constata-se que, de 2005 a 2015, a capacidade mundial instalada subiu dos 5,1 GW para os 227 GW, um aumento de 44,5 vezes. Além disso, é de registar que entre 2012 e 2015 as adições de potência instalada vêm sido cada vez maiores. Por exemplo, no ano passado houve um aumento de 50 GW em relação a 2014 (28,2 %). De acordo com o mais recente relatório “Renewable Energy Policy Network” (REN21), os países que possuem uma capacidade instalada superior são, por ordem decrescente: China (a rondar os 40,4 GW), Alemanha, Japão, Estados Unidos, Itália, Reino Unido, França, Espanha, Índia e Austrália. Realce-se o crescimento da China, Japão e Estados Unidos entre 2014 e 2015, ao registarem adições de 15,2 GW, 11 GW e 7,3 GW, respetivamente. No que respeita à Europa, o destaque vai para o Reino Unido, com uma adição de 3,7 GW (REN21, 2016).
6 2.1.1 – Potencial fotovoltaico em Portugal
Portugal, logo a seguir à Grécia e à Espanha, goza do maior potencial de aproveitamento de energia solar da Europa, com mais de 2300 horas/ano de insolação na região norte, e 3000 horas/ano no sul. Todavia, o aproveitamento da energia fotovoltaica em Portugal, pese embora o seu crescimento percentual, continua a ser francamente reduzido, quando comparado com a utilização das fontes eólica e hídrica (DGEG, 2015; Lobo Solar, 2015).
De modo a concretizar a ideia anterior, a Figura 2.2 revela a evolução da potência instalada em Portugal entre 2006 e 2015, enquanto a Figura 2.3 demonstra a quantidade de energia elétrica produzida por essa mesma potência.
Figura 2.2 - Potência instalada para aproveitamento da energia solar fotovoltaica (DGEG, 2015).
A partir do gráfico 2.2, torna-se evidente um (sucessivo) maior investimento nesta área. Em 9 anos, a potência instalada de energia fotovoltaica aumentou cerca de 145 vezes, passando de um valor de 3 MW para aproximadamente 440 MW.
Figura 2.3 - Energia elétrica produzida anualmente por aproveitamento de energia solar fotovoltaica (DGEG, 2015).
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Relativamente ao gráfico 2.3, este corrobora a proporcionalidade existente entre a potência instalada e a energia produzida. Atualmente, para a potência instalada de 440 MW, é produzido aproximadamente 750 GWh/ano de energia elétrica.
2.2 – Princípio de funcionamento
Nos sistemas fotovoltaicos, a radiação solar é convertida em energia elétrica por intermédio dos chamados semicondutores – tais como: o silício (os mais usados), arseneto de gálio, telureto de cádmio ou disseleneto de cobre e índio - que são configurados em elementos denominados de células fotovoltaicas. Uma vez que cada célula produz uma corrente contínua de intensidade relativamente fraca, procede-se à sua associação para obter, após encapsulamento, um conjunto designado de módulo fotovoltaico. Por sua vez, o agrupamento de módulos, colocados numa mesma estrutura de suporte, forma um painel. Quando incide luz solar com energia suficiente sobre estas estruturas, produz-se uma corrente elétrica, obtendo-se assim energia elétrica utilizável – efeito fotoelétrico (Bai et al., 2016; Chander et al., 2015).
A Figura 2.4 ilustra precisamente a hierarquia exposta no parágrafo anterior: célula; módulo; painel.
Figura 2.4 - Processo hierarquizado de agrupamento: célula, módulo, painel fotovoltaico (Benito, 2011).
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É de enfatizar que os módulos agrupados que constituem o painel podem ser ligados de formas distintas: em série, em paralelo ou de forma mista, de modo a obter diferentes valores de tensão ou corrente. Importa referir também que a potência padrão de um módulo sob condições técnicas varia entre os 10 W e os 250 W, e a sua dimensão entre 0,2 m2 e 1,5 m2, dependendo do número de células acopladas (normalmente 36). Quanto à sua durabilidade, ultrapassa habitualmente os 30 anos (Benito, 2011).
Finalmente, para calcular a energia produzida esperada pela instalação multiplica-se o número de horas de radiação solar pela potência de pico (Pinho e Galdino, 2014).
2.3 - Tecnologias de células fotovoltaicas
Habitualmente, as principais tecnologias aplicadas na produção de células fotovoltaicas são classificadas em três gerações distintas. A primeira geração é dividida em duas cadeias produtivas: silício monocristalino e silício policristalino. Trata-se já de uma tecnologia consolidada e confiável,abrangendo mais de 85% do mercado e registando a melhor eficiência comercialmente disponível (Pinho e Galdino, 2014).
Por sua vez, a segunda geração, comercialmente denominada de filmes finos, é dividida nas seguintes cadeias: silício amorfo, disseleneto de cobre e índio (CIS) ou disseleneto de cobre, índio e gálio (CIGS) e telureto de cádmio (CdTe). Esta geração apresenta menor eficiência do que a primeira e tem uma modesta participação do mercado, devido a dificuldades associadas à disponibilidade dos materiais, ao tempo de vida útil, e ao rendimento das células (Parida et al., 2011).
Por último, a terceira geração, ainda em fase de Pesquisa e Desenvolvimento (P&D), testes e produção em pequena escala, é dividida em três cadeias produtivas: célula fotovoltaica multijunção e célula fotovoltaica para concentração (CPV – Concentrated Photovoltaics), células sensibilizadas por corante (DSSC – Dye-Sensitized Solar Cell) e células orgânicas ou poliméricas (OPV – Organic Photovoltaics). Trata-se de uma geração tecnológica promissora, com resultados interessantes em laboratório, mas que perante o custo dos seus materiais ainda está longe de poder ser competitiva no mercado (Pinho e Galdino, 2014).
Feita esta abordagem inicial a cada uma das gerações, segue-se um estudo mais pormenorizado sobre cada tecnologia.
9 2.3.1 - Células monocristalinas
Formadas por silício monocristalino, estas células envolvem técnicas de produção complexas e dispendiosas, onde o material é desoxidado, purificado, solidificado e, posteriormente “laminado”, originando células que atualmente chegam a ter uma espessura de 2000 mícrons (Chander et al., 2015).
No âmbito do mercado, cerca de 60% do mesmo tem na sua composição o silício monocristalino. Devido à sua uniformidade da estrutura molecular, resultante da utilização de um cristal único, estas células tornam-se ideais para potenciar o efeito fotovoltaico, apresentando uma eficiência comercial que pode variar entre os 12% e os 16%. Além disso, albergam um baixo custo de manutenção e uma elevada confiabilidade (Alharbi e Kais, 2015; Chander et al., 2015).
2.3.2 - Células policristalinas
Abrangendo cerca de 30% do mercado, surge o silício policristalino. A sua constituição tem por base inúmeros pequenos cristais com espessura semelhante a um cabelo humano (Cerón et al., 2013).
No que respeita ao seu processo de fabrico, destaca-se o seguinte facto: aquando da fundição do bloco, são formados cristais com várias orientações. Devido a esta descontinuidade, os eletrões têm dificuldade em mover-se e estimulam a recombinação com as lacunas, diminuindo a potência de saída. Portanto, se o processo de fabrico é mais barato quando comparado com o caso anterior, pois envolve uma menor complexidade, também é verdade que estas células são menos eficientes que as monocristalinas - rendimento compreendido entre os 11% e os 13% (Cerón et al., 2013; Miles et al., 2005).
2.3.3 - Células amorfas
As células amorfas (sem forma) não constituem uma estrutura regular de cristal, pois existe um elevado grau de desordem na estrutura dos átomos. São compostas por um suporte de vidro ou de outra matéria sintética, no qual é deposta uma camada fina de silício. Este tipo de células está associado frequentemente a equipamentos eletrónicos, nomeadamente relógios ou calculadoras, apesar de também poderem ser utilizadas em instalações solares. Porém, o rendimento das células amorfas é reduzido (entre os 8% e os 10%), daí que a sua quota de mercado não seja tão expressiva quanto as anteriores.
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Na ótica oposta, as células amorfas têm melhores desempenhos a temperaturas elevadas, visto que reagem mais eficazmente à luz difusa e à luz fluorescente (Parida et al., 2011). Na Figura 2.5 são ilustrados estes três tipos de células, cuja classificação é definida de acordo com o material utilizado no seu fabrico.
Figura 2.5 - Células monocristalinas, policristalinas e amorfas, e respetivos painéis (FF Solar, 2013).
2.3.4 - Células de película fina
As células de película fina (Thin-film Solar Cells) apresentam-se como uma alternativa promissora ao silício. A sua forma celular é idêntica a longas estreitas fitas, provocando elevada resistência ao efeito de sombreamento. Tal facto, pode ser melhor explicado com base num exemplo: enquanto que uma folha de árvore pode cobrir a totalidade da célula cristalina, no caso do painel de película fina, a mesma folha cobrirá várias células simultaneamente, ficando apenas uma parte de cada uma destas células sombreada (Pinho e Galdino, 2014).
Associada a esta vantagem, as células de película fina possuem um aproveitamento superior dos baixos níveis de radiação e de radiações difusas do que as células cristalinas, logo possuem um melhor desempenho para elevadas temperaturas. Esta tecnologia apresenta ainda uma grande flexibilidade (Figura 2.6), custos mais reduzidos e o seu formato não é restringido a tamanhos “standard”. No entanto, já que na interligação interna apenas podem ser ligadas em série células com tamanhos equivalentes, a área elétrica eficaz vem determinada pela maior área retangular possível dentro de uma forma assimétrica (Green et al., 2013).
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A Figura 2.6 ilustra a flexibilidade de um painel fotovoltaico de película fina.
Figura 2.6 – Flexibilidade de um painel fotovoltaico de película fina (Pinho e Galdino, 2014).
Seguidamente, abordar-se-ão os tipos de células de película fina mais utilizados no mercado.
2.3.4.1 - Célula de telureto de cádmio (CdTe)
Estas células apresentam as seguintes características: tipo heterojunção; estrutura homogénea; eficiência a rondar os 8% e um potencial considerável para a redução de custos quando produzida em massa. Todavia, um dos entraves à sua expansão comercial reside na alta toxicidade do cádmio (Green et al., 2013; Monteiro, 2014).
2.3.4.2 - Célula de disseleneto de cobre-índio (CIS)
Formada por selénio, cobre e índio, estas células registam uma excelente eficiência na absorção, baixa deterioração e boa estabilidade quando sujeitas à incidência luminosa. Com um rendimento entre os 7,5% e os 9,5%, estas células produzidas em massa permitem obter baixos custos de investimento, contudo, são bastante vulneráveis a ambientes quentes e húmidos (IEA, 2014).
2.3.4.3 - Célula de disseleneto de cobre-índio-gálio (CIGS)
Difere da célula CIS apenas na ligação índio-gálio que possui, ligação essa que fortalece a sua estrutura e que lhe permite atingir aproximadamente os 12% de eficiência (Green et al., 2013).
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2.3.4.4 – Célula de arseneto de gálio (GaAs)
O GaAs foi um dos primeiros semicondutores utilizados para produzir células solares de filme fino, permitindo obter eficiências superiores a 22%. Porém, as aplicações para estas células tornam-se limitadas, quer pela raridade do gálio, quer pela toxicidade do arsénio. Além disso, estes dispositivos - pese embora a sua notável resistência a irradiação de alta energia - são bastante caros, razão pela qual os tornam “reféns” da tecnologia espacial, em que o custo assume menor relevo (IEA, 2014).
Em jeito de síntese, apresentam-se no Quadro 2.1 as eficiências comerciais dos diferentes tipos de células fotovoltaicas estudadas.
Quadro 2.1 – Eficiência comercial de cada tecnologia fotovoltaica (adaptado de Cerón et al., 2013; Chander et al., 2015).
Tecnologia Material Eficiência comercial
Silício Silício monocristalino 12% - 16% Silício policristalino 11% - 13% Silício amorfo 8% - 10% Filmes Finos CdTe ≈ 8% CIS 7,5% - 9,5% CIGS ≈ 12% GaAs ≈ 22%
2.3.5 - Novas células solares
Como se pode verificar no Quadro 2.1, o setor fotovoltaico atual alberga duas tecnologias principais: por um lado, tem-se o silício que abrange entre 85% e 90% da quota do mercado mundial e, por outro, o filme fino - descoberto mais recentemente - que engloba os restantes 10% a 15%. Contudo, tem havido nos últimos anos inúmeras pesquisas nesta área, cujo intuito passa por aprimorar a eficiência e reduzir o custo das células. Por conseguinte, vêm surgindo tecnologias inovadoras, com distintos materiais e processos de fabrico associados, apesar de ainda se encontrarem em fase experimental. De entre essas novas descobertas, podem-se destacar os seguintes casos:
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desenvolvimento de células solares orgânicas, baseadas na fotossíntese artificial (de algas, bactérias), produzindo energia através da incorporação de matéria orgânica (Bai et al., 2016; Alharbi e Kais, 2015); tecnologias nanocristalinas sensitivizadas com corantes que, graças à sua cor e transparência, podem revolucionar o mercado, nomeadamente quando integradas em edifícios. Note-se que em ambos os casos já foram alcançadas eficiências razoáveis: a rondar os 11% no primeiro exemplo e 12% no segundo (Bai et al., 2016; Pinho e Galdino, 2014).
Por outro lado, num desenvolvimento também muito interessante e recente, encontra-se a célula solar híbrida de perovskitas (CH3NH3PbI3) que tem atraído particular atenção por parte dos investigadores, principalmente nos últimos 4 anos, ao ponto da sua eficiência ter atingido cerca de 18% (Alharbi e Kais, 2015).
Por último, e em grande destaque, surgem as células solares multijunção que apresentam uma eficiência teórica de 44,7%. Este valor deve-se ao facto desta célula solar ser composta por mais (quatro) unidades celulares, comparativamente às células solares convencionais; portanto, é capaz de utilizar uma gama de frequências muito maior no espectro de radiação solar. Em contrapartida, tratam-se ainda de dispositivos proibitivamente caros (Bai et al., 2016; Alharbi e Kais, 2015).
2.4 - Fatores que influenciam o rendimento do painel fotovoltaico
A eficiência dos painéis fotovoltaicos não é sempre constante. Há fatores que provocam a sua diminuição e que devem ser considerados, especialmente a radiação solar, a temperatura da célula e o efeito de sombra (Zaraket et al., 2015).
No entanto, antes de esmiuçar esses fatores, convém compreender em primeira instância a curva Intensidade/Tensão (I/U) que caracteriza uma célula fotovoltaica.
2.4.1- Curva característica
De forma a obter, quer um correto dimensionamento de um sistema fotovoltaico, quer o rendimento máximo possível da instalação, o projetista deve conhecer detalhadamente a as curvas características V-I e V-P (Figura 2.7) de uma célula fotovoltaica (Zaraket et al., 2015).
Da Figura 2.7, importa definir sucintamente as seguintes características elétricas:
➢ ICC: Corrente de curto-circuito que corresponde ao valor máximo de corrente que
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➢ VCA: Tensão em circuito aberto que consiste no valor máximo de tensão que uma
célula pode entregar a uma carga sob condições de potência nula;
➢ IMPP ou Imax: Corrente a máxima potência, isto é, valor de corrente nominal da
célula;
➢ VMPP ou Vmax: Tensão a máxima potência, ou seja, valor de tensão nominal da
célula;
➢ PMPP ou Pmax: trata-se do ponto da curva que corresponde à máxima potência
produzida pela célula - MPP significa Maximum Power Point. O seu valor quantitativo é obtido a partir do produto entre a tensão máxima e a corrente máxima (Borges, 2009 ; Zaraket et al., 2015).
Figura 2.7 - Característica V-I e V-P de uma célula fotovoltaica típica de silício (adaptado de
Zaraket et al., 2015).
Dito isto e apreendidos estes conceitos, importa agora avaliar os tais fatores que afetam o rendimento de um painel solar.
15 2.4.2 - Efeito da radiação
Através da observação da Figura 2.8, é possível entender de que forma a radiação solar interfere nas características elétricas de um painel fotovoltaico.
Figura 2.8 – Representação gráfica do efeito da variação da temperatura nas curvas características (a) corrente – tensão e (b) potência – tensão (adaptado de Guimarães et al.,
2004).
Analisando o gráfico da Figura 2.8, verifica-se que com o aumento da radiação incidente, a tensão de circuito aberto varia de forma desprezável, ao passo que a corrente de curto-circuito aumenta de forma linear (2.8 (a)). Então, pode-se concluir que a potência de saída da célula aumenta quando a intensidade de radiação incidente também aumenta (2.8 (b)). Em suma, o rendimento do painel é tanto maior, quanto maior for a intensidade de radiação solar incidente (Fonseca, 2015; Zaraket et al., 2015)
2.4.3 - Efeito da temperatura
Como já fora mencionado, a temperatura afeta consideravelmente a eficiência das células. Como estas se encontram expostas aos raios solares e não são capazes de converter toda a radiação em energia elétrica, dissipam-na sob a forma de calor e, por isso, o seu aquecimento é inevitável (Chander et al., 2015).
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Ora, este incremento da temperatura das células acarreta consequências nos demais parâmetros fotovoltaicos, tal como a Figura 2.9 demonstra.
Figura 2.9 - Representação gráfica do efeito da variação da temperatura nas curvas características (a) corrente – tensão e (b) potência – tensão para uma radiação constante de
1000W/m2 (adaptado de Guimarães et al., 2004).
Por interpretação do gráfico da Figura 2.9, percebe-se que o parâmetro mais sensível ao aumento de temperatutura é claramente a tensão de circuito aberto que decresce significativamente: apresenta um valor de 25V aos 0ºC e de pouco mais de 16V aos 100ºC. No prisma oposto, a corrente de curto circuito aumenta ligeiramente, sendo frequentemente desprezável. Por consequência, a potência de saída da célula decresce, logo o rendimento do painel também diminui. De facto, o desempenho dos sistemas fotovoltaicos depende bastante da sua temperatura de operação. Todavia, esta redução da eficiência varia consoante a tecnologia. Por exemplo, no caso de painéis cristalinos à base de silício, o rendimento geral diminui entre 0,35-0,8% por cada aumento de 1ºC. Por sua vez, dentre as diversas tecnologias de película fina, esta redução não é tão drástica: varia entre 0,21-0,36% (Bai et al., 2016).
Perante este problema, os investigadores têm realizado algumas experiências, no que concerne a sistemas de refrigeração que permitam solucioná-lo. Entre essas soluções pode-se relevar os permutadores de calor e os ventiladores (Bai et al., 2016). A título exemplificativo, na experiência conjunta realizada pelo investigador Bahaidarah e os seus colaboradores, a temperatura do painel foi reduzida em 20% com um permutador de calor, resultando num aumento de 9% de eficiência (Bahaidarah et al., 2013).
Contudo, estas soluções agravam um outro problema: o já conhecido custo inicial elevado, aquando da implementação dos painéis.
17 2.4.4 – Sombreamento
Se algo tapar o painel solar, de tal modo que uma célula fique totalmente ou parcialmente obscurecida (efeito de sombra provocado por árvores, edifícios, entre outros), esta célula passará a estar inversamente polarizada, atuando como uma carga elétrica e convertendo a energia elétrica em calor. Este calor é dissipado e pode causar sobreaquecimento, danificando o encapsulamento do painel e prejudicando todo o seu desempenho. Por consequência, se a corrente que a atravessa for suficientemente elevada, poderá resultar num fenómeno designado de Hot Spot - Ponto Quente (Bai et al., 2016).
De forma a prevenir a ocorrência de pontos quentes, a corrente deve ser desviada da célula solar através de uma derivação da mesma. Esta derivação da corrente é conseguida através de um díodo de derivação ou by-pass, que impede o aparecimento de tensões inversas elevadas nas células solares (Meral e Dincer, 2011).
A Figura 2.10 ilustra a função dos díodos by-pass, explicada no parágrafo anterior.
Figura 2.10 – Painel sombreado com díodos by-pass (Meral e Dincer, 2011).
Note-se que no caso de células solares ligadas em série, este efeito de sombra tem de ser evitado por todos os meios e sempre que possível, na medida em que mesmo que apenas uma célula solar seja afetada, ela determina a corrente resultante, pondo em causa o rendimento global do painel (Bai et al., 2016).
18 2.5 – Sistemas solares fotovoltaicos
Antes de mais, perante a variabilidade de aplicações da energia fotovoltaica, é usual caracterizar as distintas soluções em três grandes grupos:
✓ Sistemas isolados; ✓ Sistemas híbridos; ✓ Sistemas ligados à rede.
2.5.1 - Sistemas Isolados
Normalmente, os sistemas isolados assumem maior relevância em situações muito específicas, tais como: em locais onde a rede pública de distribuição de energia não existe, seja por razões técnicas e/ou económicas; para aplicações em países subdesenvolvidos, nos quais as infraestruturas elétricas são praticamente nulas. No entanto, também podem estar presentes em aparelhos eletrónicos de pequena escala, como relógios e máquinas de calcular.
Além disso, note-se que estes sistemas são habitualmente divididos em dois subgrupos. Por um lado, num sistema isolado sem armazenamento, com cargas em corrente contínua ou alternada, os recetores consomem de imediato a energia produzida. Apresentam ainda a vantagem de serem mais económicos, pois não necessitam da utilização de baterias, como é o caso de sistemas de bombagem de água. Por seu turno, os sistemas com recurso ao armazenamento necessitam - além das baterias - de um regulador de carga, responsável pelo controlo da carga nas baterias (Greenpro, 2004; Kalogirou, 2009).
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Posto isto, na Figura 2.11 são apresentados alguns exemplos de sistemas isolados fotovoltaicos.
Figura 2.11 - Aplicações de sistemas isolados fotovoltaicos (Guimarães et al., 2004). 2.5.2 - Sistemas híbridos
Sinteticamente, um sistema híbrido consiste na conjugação de um sistema fotovoltaico com outro tipo de sistema de produção de energia, como por exemplo, um sistema com gerador a diesel, ou até mesmo eólico (Figura 2.12). A combinação destes sistemas pode permitir potencializar o aproveitamento energético do local, bem como a diminuição dos painéis fotovoltaicos caso se justifique, tornando a solução mais económica. A estes sistemas está ainda associada uma maior fiabilidade e continuidade, dado que é possível o carregamento das baterias durante o período noturno, contudo, exigem equipamentos com sistemas de controlo mais eficientes, quando comparados com os sistemas isolados(Kalogirou, 2009).
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Ora, na Figura 2.12 estão expostas algumas aplicações de um sistema híbrido.
Figura 2.12 - Aplicações de sistemas híbridos (fotovoltaico-eólico) (Benito, 2011). 2.5.3 - Sistema ligado à rede
Neste tipo de sistemas, toda a energia gerada é entregue instantaneamente à rede pública, não sendo necessária a aplicação de baterias nem de reguladores de carga (Borges, 2009).
Estes sistemas estão normalmente associados aos regimes de produtor-consumidor, ou simplesmente produtor, com venda de energia elétrica às companhias distribuidoras de energia ou em mercados energéticos. Nos casos de produção centralizada, as centrais fotovoltaicas encontram-se habitualmente em áreas desertas e afastadas dos centros urbanos, e por norma a energia é entregue à rede em Média Tensão (MT). Por sua vez, na produção descentralizada os sistemas são normalmente integrados em edifícios (ou junto a estes), e a entrega, embora preveja a Média Tensão, é feita geralmente em Baixa Tensão (BT) (Messenger e Ventre, 2004).
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A título ilustrativo, a Figura 2.13 demonstra alguns cenários de sistemas ligados à rede.
Figura 2.13 – Aplicações de sistemas ligados à rede (Kalogirou, 2009).
Por conseguinte, ao longo deste trabalho, o sistema ligado à rede será o objeto de estudo mais aprofundado, no que concerne à sua tecnologia, pois é neste prisma que se enquadra o regime de Autoconsumo.
Noutra ótica, importa referir que, a par dos painéis fotovoltaicos, o inversor DC/AC – cuja função primordial passa por converter o sinal contínuo do gerador fotovoltaico num sinal alternado com as mesmas características da rede elétrica – é o principal elemento constituinte de uma UPAC. É de referir que para complemento do sistema, importa ter ainda em conta: os contadores, a cablagem, os elementos de proteção elétrica e estrutura de suporte do painel, bem como outros elementos do circuito elétrico (Solarpraxis, 2012).
2.5.4 – Sistemas descentralizados de energia
A produção descentralizada de energia constitui, possivelmente, a maior revolução dos sistemas de energia nos últimos anos. Portugal apresenta condições ímpares para a produção descentralizada de energia a partir de fontes renováveis. A entrada em vigor do diploma “Renováveis na Hora”, a par dos incentivos fiscais existentes para a instalação de equipamentos, veio finalmente impulsionar o investimento por parte dos cidadãos e empresas.
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Tipicamente, um sistema de produção descentralizada de energia consiste numa pequena fonte de geração de energia elétrica (normalmente variando de menos de um kW até algumas dezenas de MW), que não faz parte de uma grande central de produção e que está localizada perto do local de consumo. Por um lado, os sistemas de produção descentralizada ligados à rede são habitualmente ligados ao sistema de distribuição, com a possibilidade de estarem dispersos, em vez de concentrados num único local (Ackerman et al., 2002). Aliás, o termo produção descentralizada refere-se precisamente a unidades de produção dispersa de energia, independentemente da tecnologia e de estarem ou não conectadas à rede (Dondi et al., 2002).
Por outro lado, quando não existe injeção na rede, diz-se que estes sistemas são orientados para o consumo instantâneo, procurando evitar excedentes de produção, ou em alternativa armazenar a energia excedente em baterias. No entanto, nos sistemas sem capacidade de armazenamento são necessários métodos e equipamentos para equilibrar a razão entre a energia consumida e produzida, como por exemplo, um inversor que converta apenas a energia que as cargas requerem no momento. Quando a produção não corresponde ao consumo, a RESP assegura a energia necessária para satisfazer o mesmo. Por sua vez, quando existe capacidade de armazenamento a produção excedente é armazenada nas baterias e solicitada quando existe défice de produção pelo sistema fotovoltaico, Figura 2.14 (EUROBAT, 2013).
Figura 2.14 - Modelo comum do perfil de consumo e produção de um sistema de autoconsumo fotovoltaico com capacidade de armazenamento (EUROBAT, 2013).
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Ora, com a crescente evolução dos sistemas de armazenamento, a integração do conceito de produção dispersa de origem renovável torna-se cada vez mais uma realidade. Estamos deste modo a diminuir a dependência nacional de combustíveis fósseis, a equilibrar a balança comercial e a assegurar um futuro mais sustentável.
2.6 - Formas de incentivo à instalação fotovoltaica na Europa
Existem formas distintas na Europa, no que respeita ao incentivo da produção de energia fotovoltaica. Inclusive, há países que foram alterando a sua estratégia ao longo do tempo, como é o caso de Portugal: inicialmente apostou num regime de tarifas bonificadas “feed-in” (FiT) – ainda utilizado em alguns países europeus, entre os quais a Alemanha. Trata-se de um modelo onde o produtor independente recebe um valor fixo, por kWh, produzido durante um período estipulado. Além disso, o produtor tem acesso garantido e prioritário à rede, pelo que pode planear de forma segura o seu investimento, uma vez que sabe, à partida, o valor da tarifa e o período durante o qual a irá receber (HAPC, 2010). Atualmente, assiste-se a uma transição para o paradigma do autoconsumo onde essas mesmas tarifas já não existem (Instituto Ideal, 2014).
O Quadro 2.2 sintetiza os diversos modelos de autoconsumo adotados em diferentes países da UE.
Quadro 2.2 – Resumo dos regimes de autoconsumo em alguns países da UE (EC, 2015).
País
Remuneração para autoconsumo ou excedente
vendido à rede
Contribuição para o custo da rede e sistema
Áustria Contrato particular de compra
(PPA).
>25 MWh/ano pagar 0,015 €/kWh de eletricidade em
autoconsumo.
Croácia Sistema FV <300 kWp, 80% de
taxa FiT. Isento.
Dinamarca FiT (0,08 €/kWh). - <50 kW: nenhum imposto ou taxas de obrigação de serviço público. - > 50 kW: nenhuma sobretaxa de FER.
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Quadro 3.2 continuação – Resumo dos regimes de autoconsumo em alguns países da UE (EC, 2015). País Remuneração para autoconsumo ou excedente vendido à rede Contribuição para o custo da rede e sistema
Chipre Sistema FV <500 kWp, 5 MW
limite anual, sem compensação.
Tarifas de rede fixas: Alta tensão: 0,0131 €/kWh; Média tensão: 0,0163 €/kWh; Baixa tensão: 0,0201 €/kWh; FER: imposição de 0,005 €/kWh. Obrigação de serviço público: 0,00134 €/kWh. Alemanha
- <90% Produção: aplica taxa FiT ou Feed-in Premium (FiP).
- > 90% Produção: a) Preço médio do mercado local
para a energia solar. b) A receita da venda de energia
elétrica acrescida de 0,012 €/kWh (diminuindo para 0,007 €/kWh em 2015). - Sistema FV > 100 kWp (a partir de 2016): o preço de mercado. - Antes de 01/08/2014: isento. - Depois de 01/08/2014: isento se <10 kWp e <10 MWh/ano. Se > 10kWp ou > 10MWh/ano: sujeito a reduções: 30% até ao final de 2015, 35% até ao final de 2016 e 40% até ao final de 2017. Finlândia PPA. <100kVA ou 800.000kWh, isentos do imposto sobre a
eletricidade, taxa de transferência de eletricidade e IVA. França Em discussão. Itália <20 MW: PPA. - <20kW, isentos de custos da rede e sistema; - 20 – 200kW parcialmente
isentos;
- >200kW isentos apenas dos custos do sistema.
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Quadro 4.2 continuação – Resumo dos regimes de autoconsumo em alguns países da UE (EC, 2015). País Remuneração para autoconsumo ou excedente vendido à rede Contribuição para o custo da rede e sistema
Malta PPA. Isento.
Espanha Livre acordo entre as partes.
Obrigação do consumidor / produtor continuar a pagar taxas de acesso que lhes é aplicável sobre
a energia consumida na sua instalação.
Eslováquia
- Domicílios com nível de tensão <0,4/0,23kV,
capacidade de conexão <16A. - Sem compensação do excesso
de energia.
Regulamento ainda a ser adotado.
Reino Unido
- <50 kWp: tarifa geração + prémio de exportação por até
50% do excesso de energia produzida na rede. - > 50 kWp e < 5 MWp: FiT.
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Por outro lado, em alguns países europeus como a Bélgica, a Dinamarca e a Holanda (Figura 2.15), é utilizado o sistema de net-metering, ou seja, um sistema de compensação de energia elétrica. Através deste, a energia absorvida e não utilizada, seja de painéis solares fotovoltaicos ou até mesmo de turbinas eólicas de pequeno porte, é transformada em créditos para descontar no consumo energético da unidade do proprietário (residência, comércio ou indústria) nos meses subsequentes (SPE, 2015).
Figura 2.15 - Esquema representativo do sistema de net-metering (EPIA, 2013).
Conforme ilustra a Figura 2.14, num sistema de net-metering mede-se a diferença entre os kWh consumidos pelo consumidor e os kWh produzidos, a partir de um contador que aumenta por cada kWh comprado à rede e diminui por cada kWh vendido à rede (SPE,2015).
Dito isto, apresenta-se o Quadro 2.3, de modo a comparar os esquemas de net-metering nos países da UE que albergam este tipo de sistema, que não é o caso de Portugal.
