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Tarifas de Uso de Rede para Consumidores com

Produção Própria em Baixa Tensão

Guilherme Fontes Duarte

Dissertação para obtenção do grau de Mestre em

Engenharia Eletrotécnica e de Computadores

Orientadores:

Professor Doutor Luís António Fialho Marcelino Ferreira

Professor Doutor António Jorge Viegas de Vasconcelos

Júri

Presidente: Professor Doutor Rui Manuel Gameiro de Castro

Orientador: Professor Doutor Luís António Fialho Marcelino Ferreira

Vogal: Professor Doutor José Manuel Dias Ferreira de Jesus

Novembro 2016

Resumo

No final do ano de 2014, o governo Português introduziu legislação com o intuito de criar um

regime legal, que permitisse a qualquer consumidor de eletricidade produzir energia na sua

instalação. Este regime, denominado ‘autoconsumo’, entrou em vigor no dia 1 de Janeiro de 2015. O

regime legal do autoconsumo permite também que os consumidores injetem o excesso de produção

de energia na rede, que por sua vez será remunerado de acordo com uma fórmula definida pelo

decreto-lei. O novo paradigma legal, em conjunto com a queda dos preços de equipamentos

fotovoltaicos de geração distribuída, poderá levar a um forte investimento por parte dos consumidores

finais e consequentemente aumentar a capacidade de geração instalada na rede de baixa tensão.

O aumento de capacidade na rede de baixa tensão irá inevitavelmente alterar a atual estrutura da

rede elétrica, na qual a potência flui dos grandes produtores para os consumidores finais, e criar

novos desafios para a operação da mesma. A potencial alteração do tradicional perfil de consumo da

rede de baixa tensão deverá também ser acompanhada por uma alteração na sua estrutura de

custos.

Esta dissertação de mestrado tem como objetivo desenvolver uma metodologia que investiga o

potencial financeiro da geração distribuída para autoconsumo em Portugal. Adicionalmente, procura

também identificar de que forma é que a estrutura de custos tarifária poderá ser alterada devido à

penetração de geração distribuída na rede de baixa tensão. Para atingir os objetivos descritos, o

autor propõe duas metodologias, de forma a criar um modelo fiável.

O trabalho é composto por duas análises distintas: uma análise financeira, sustentada pela

metodologia do valor atual líquido e uma análise do trânsito de potências trifásico baseado no método

da sobreposição. Para a análise do valor atual líquido foram definidos vários pressupostos incluindo,

a taxa de desconto utilizada e o preço da energia paga pelo consumidor final. O objetivo desta análise

era determinar se havia pelo menos uma opção financeiramente viável para cada consumidor de

baixa tensão em Portugal. O algoritmo de cálculo do trânsito de potências foi utilizado para calcular

as tensões e a utilização dos componentes em duas redes distintas. A primeira rede tem uma

tipologia de um ambiente urbano, e a segunda pertence a um ambiente rural. A análise efetuada

mostrou que o nível de investimento necessário para a normal operação da rede depende da

tipologia. Ficou demonstrado também que a presença de capacidade fotovoltaica poderá não reduzir

algumas das variáveis de faturação tarifária para consumidores com soluções de autoconsumo.

Contudo, existe o potencial para que as variáveis de faturação ligadas diretamente ao consumo

energético sejam reduzidas, bem como compensar os consumidores com equipamento para

autoconsumo pela não-utilização das redes elétricas a montante da rede de baixa tensão.

A metodologia desenvolvida é um sólido ponto de partida para uma análise mais detalhada à

adequação do sistema tarifário português à rede de distribuição com uma elevada quota de geração

distribuída para autoconsumo. No futuro, estudos baseados na metodologia apresentada deverão

incluir dados cuja investigação não recaem no âmbito da dissertação apresentada. Entre estes dados

destacam-se, uma taxa de desconto mais precisa para a análise financeira, bem como redes elétricas

de referência que sejam estatisticamente representativas da rede portuguesa de baixa tensão.

Palavras-chave: Sistema tarifário, energias renováveis, autoconsumo, rede de baixa tensão,

micro-geração, trânsito de potências, análise financeira, valor atual líquido.

Abstract

The Portuguese government introduced legislation in late 2014 that allowed consumers to use

electrical energy produced by their own power generating systems through a regimen called ‘self-

consumption’ and starting in January 1st 2015. Any excess energy produced by the consumer may be

sold to the client’s commercial operator. The compensation for the electrity sold using this mechanism

is determined through a formula indexed to the wholesale electricity market. This new legal panorama

in combination with the falling prices of distributed generation technology, may lead to a strong

investment on the consumers’ end and thus an increase in the installed capacity in the low voltage

grid.

The increase in generating capacity in the low voltage network will inevitabily change the once

known convention of power flow from large producers to consumers and create new challenges to the

grid and its operators. The impact of microgeneration in distribution networks is a pressing issue.

There is the potential for a revolution in the traditional low voltage grid load profile and with it, also the

cost structure of the grid’s operation.

This master’s thesis aims to develop a methodology that assesses the finantial potential of

distributed generation for self-consumption in Portugal. The developed work also intends aims to

identify to which extent the tariff cost structure can be impacted due to the penetration of generating

capacity in the low voltage network. In order to achieve this, the author proposes two very well

documented methodologies in order to create a reliable model.

The work comprises two distinct types of analysis: a financial analysis, based on the net present

value methodology and a technical analysis relying on a three-phase power flow algorithm based on

the superposition method. The net present value methodology was built on multiple assumptions such

as the discount rate as well as the price per kWh paid by the final consumer. Nonetheless, the goal of

this analysis was only to determine if there was at least one financially viable self-consumption

solution for low-voltage consumers. The three-phase power flow algorithm was used to compute

voltages and branch usage in two different networks. The first network belongs to an urban

environment and the second to a rural one. The analysis showed that the investment level for normal

grid operation differs with the grid’s topology, and that the presence of distributed photovoltaic

generation may not help to reduce the tariff system’s billing variables for consumers with self-

consumption solutions. However there exists the potential to reduce the billing variables linked to the

energy usage and also to compensate the consumers with self-consumption equipment for the non-

usage of the upstream grids.

The developed methodology is a solid starting point for a more in depth analysis to the adequacy of

the Portuguese tariff system for a distribution grid with a high share of distributed generation for self-

consumption. Future studies based on the presented methodology should nevertheless include data

not publicly available and which research did not fall under the scope of this Masters’ thesis. Such

data includes a more precise discount rate for the financial modelling as well as reference networks

that are statistically representative of the Portuguese low voltage network.

Keywords: Tariff system, renewable energy, self-consumption, low-voltage network,

microgeneration, power flow, financial analysis.

Agradecimentos

Em primeiro lugar gostaria de deixar o meu mais profundo e sincero agradecimento aos

orientadores que tornaram possível a realização deste trabalho. Ao Professor Jorge Vasconcelos

quero agradecer a iniciativa, orientação e sobretudo paciência. Agradeço também o apoio e amizade

do Professor e da sua família, sem os quais a realização deste trabalho não seria possível. Ao

Professor Marcelino gostaria pela compreensão, disponibilidade e amizade que demonstrou ter ao

longo destes meses.

Quero dedicar este trabalho às pedras basilares da minha vida: a minha família e a minha

namorada, a Rita. A minha família, que levo sempre no coração, agradeço por me terem

disponibilizado todos os recursos, orientação e educação para que possa atingir todos os objetivos a

que me proponho. À Rita quero agradecer a paciência, amizade, estabilidade e motivação que me

deu e sempre dará.

Tarifas de Uso de Rede para Consumidores com Produção Própria em Baixa Tensão

i

Índice

1 Introdução ...................................................................................................................................... 1

1.1. Metodologia ..................................................................................................................................... 2

1.2. Caso de Estudo ............................................................................................................................... 3

1.3. Objetivos .......................................................................................................................................... 4

2. Estado da Arte ............................................................................................................................ 5

2.1. Desenvolvimento da Tecnologia Fotovoltaica ................................................................................. 5

2.1.1. O Efeito Fotovoltaico ................................................................................................ 7

2.2. Tecnologia Fotovoltaica ................................................................................................................... 8

2.3. Politicas Energéticas ...................................................................................................................... 11

2.3.1. Tarifas Bonificadas ................................................................................................. 11

2.3.2. Créditos Fiscais ...................................................................................................... 12

2.3.3. Subsidios .................................................................. Error! Bookmark not defined.

2.3.4. Investimento Público ............................................................................................... 13

2.3.5. Autoconsumo e Net-metering ................................................................................. 13

2.3.6. Paridade de Rede e Custo Atualizado da Energia ................................................. 15

2.4. Tendências do Mercado ................................................................................................................. 17

2.4.1. Mercado na Europa ................................................................................................ 20

2.5. O Sistema Elétrico Nacional .......................................................................................................... 22

2.5.1. O Operador da Rede de Distribuição ..................................................................... 24

2.6. Regulação Económica ................................................................................................................... 26

2.6.1. Estruturas de Mercado ........................................................................................... 26

2.6.2. Regulação de Monopólios Naturais ........................................................................ 29

2.7. Estratégias de Regulação .............................................................................................................. 29

2.8. Estrutura Tarifária do Sistema Elétrico Português ......................................................................... 31

2.8.1. Variáveis de Faturação do Regulamento Tarifário ................................................. 33

2.8.2. Tarifa de Energia .................................................................................................... 33

2.8.3. Tarifa de Uso da Rede de Transporte .................................................................... 34

2.8.4. Tarifa de Uso Global do Sistema ............................................................................ 34

2.8.5. Tarifa de Uso da Rede de Distribuição ................................................................... 35

2.8.6. Tarifa de Comercialização ...................................................................................... 36

2.8.7. Custos Incrementais ............................................................................................... 36

3. Metodologia .............................................................................................................................. 39

3.1. Variáveis de Investimento .............................................................................................................. 39


ii

3.2. Ciclos Horários............................................................................................................................... 40

3.3. Componente Geográfica ................................................................................................................ 42

3.3.1. Perfis de Consumo ................................................................................................. 43

3.3.2. Perfil de Produção .................................................................................................. 45

3.4. Descrição das Metodologias Propostas ........................................................................................ 46

4. Análise Financeira ................................................................................................................... 50

4.1. Faturação e preços ........................................................................................................................ 50

4.2. Taxa de Atualização ....................................................................................................................... 52

4.3. Taxa de Inflação ............................................................................................................................. 52

4.4. Cálculos ......................................................................................................................................... 52

4.4.1. Tarifa Simples ......................................................................................................... 53

4.4.2. Tarifa Bi-Horária ..................................................................................................... 56

4.4.3. Observações Conclusivas da Análise Financeira .................................................. 60

5. Casos para Estudo .................................................................................................................. 64

5.1. A Rede Nacional de Distribuição ................................................................................................... 64

5.1.1. Descrição das Redes .............................................................................................. 66

5.2. Limites Técnicos ............................................................................................................................ 67

5.3. Cenários de Investigação .............................................................................................................. 67

6. Modelação ................................................................................................................................ 69

6.1. Trânsito de Potência ...................................................................................................................... 69

6.1.1. Formulação de um Problema ................................................................................. 70

6.1.2. Algoritmo para Redes Equilibradas ........................................................................ 71

6.1.3. Algoritmo para Redes Desequilibradas .................................................................. 72

7. Resultados ................................................................................................................................ 74

7.1. Rede Urbana.................................................................................................................................. 74

7.2. Rede Rural ..................................................................................................................................... 78

8. Conclusão e Trabalho Futuro ................................................................................................. 82

9. Bibliografia e Anexos .............................................................................................................. 86


iii

Índice de Figuras Figura 1: Desenvolvimento dos Preços do Petróleo Ajustados à Inflação. Fonte: [3] ....................... 1

Figura 2: O Efeito Fotoelétrico. Fonte: [12] ........................................................................................ 5

Figura 3: Ilustração do Método de Czochralski. Fonte: [13] .............................................................. 6

Figura 4: Corte Transversal de uma Célula FV. Fonte: [15] ............................................................... 8

Figura 5: Curvas Caraterísticas do Funcionamento de uma Célula FV. Fonte: [16].......................... 8

Figura 6: Variação da Curva I-V com a Temperatura. Fonte: [14] ..................................................... 9

Figura 7: Exemplo de Autoconsumo numa Residência. Fonte: [24] ................................................ 14

Figura 8: Ilustração Representativa da Paridade de Rede em Portugal para Sistemas FV. Fonte:

[26] ............................................................................................................................................. 15

Figura 9: Evolução dos Preços da Eletricidade para Consumidores Domésticos e Industriais.

Fonte: [27] .................................................................................................................................. 16

Figura 10: Preço de Sistemas FV para Aplicações Residenciais. Fonte: [7] ................................... 17

Figura 11: Capacidade Instalada Mundialmente. Fonte: [19] .......................................................... 18

Figura 12: Tendência de Preços e Composição do Preço Final de um Módulo FV. Fonte: [30] ..... 19

Figura 13: Evolução Mundial da Potência Instalada Segundo Cenário da AIE. Fonte: [30] ............ 20

Figura 14: Evolução Mundial da Potência Instalada Segundo Cenário da ONU. Fonte: [30] ......... 20

Figura 15: Capacidade Instalada e Desativada por Tecnologia em 2013 [GW]. Fonte: [7] ............. 21

Figura 16: Evolução da Instalação de Potência Anual FV. Fonte: [7] .............................................. 21

Figura 17: Modelo de Negócio do ORD. Fonte: [33] ........................................................................ 25

Figura 18: Mercado em Concorrência Perfeita [36] ......................................................................... 27

Figura 19: Estrutura Típica dos Custos Variáveis. Fonte: [38] ......................................................... 27

Figura 20: Aditividade Tarifária e Tarifas de Acesso. Fonte: [39] ..................................................... 32

Figura 21: Aditividade Tarifária, Tarifas de Venda a Clientes Finais. Fonte: [39] ............................. 32

Figura 22: Estrutura de Preços Marginais. Fonte: [40] .................................................................... 34

Figura 23: Potencial de Geração de Eletricidade Através de FV na Europa. Fonte: [43] ................ 42

Figura 24: Perfis de Consumo Tipo C .............................................................................................. 44

Figura 25: Perfis de Consumo Tipo A .............................................................................................. 45

Figura 26: Perfil de Produção FV no Cenário Base ......................................................................... 46

Figura 27: Produção Mensal do Perfil de Produção da ERSE ........................................................ 46


iv

Figura 28: Esquema Descritivo da Análise Financeira .................................................................... 48

Figura 29: Esquema Descritivo da Análise de Trânsito de Potências.............................................. 49

Figura 30: VAL para clientes c/ 13,8kVA e tarifa simples ................................................................. 60

Figura 31: VAL para Clientes c/ 13,8kVA e Tarifa Bi-horária de Ciclo Diário ................................... 60

Figura 32: VAL para Clientes c/ 20,7kVA e Tarifa Bi-horária de Ciclo Semanal ............................... 61

Figura 33: Rentabilidade c/ Venda vs. s/ Venda (5,75kVA, Tarifa Bi-horária Ciclo Diário) .............. 61

Figura 34: Rentabilidade c/ Venda vs. s/ Venda (5,75kVA, Tarifa Simples) ..................................... 62

Figura 35: Rentabilidade dos Projetos FV de um Cliente c/ 13,8 kVA e para as Diferentes Opções

Tarifárias..................................................................................................................................... 63

Figura 36: Rentabilidade dos Projetos FV de um Cliente c/ 20,7 kVA e para as Diferentes Opções

Tarifárias..................................................................................................................................... 63

Figura 37: Consumo de Eletricidade no Setor dos Serviços. Fonte: [53] ........................................ 65

Figura 38: Evolução no Consumo de Eletricidade Residencial em Portugal. Fonte [53] ................ 66

Figura 39: Evolução da Capacidade Instalada de FV em Portugal. Fonte: [56] .............................. 68

Figura 40: Definição de Potência Injetada ....................................................................................... 70

Figura 41: Rede para Ilustração do Algoritmo Proposto. Fonte: [61] ............................................... 71

Figura 42: Correntes nos Ramos da Rede. Fonte: [60] ................................................................... 72

Figura 43: Exemplo de Rede Trifásica Desequilibrada. Fonte: [60] ................................................. 72

Figura 44: Diagrama de Referência Rede Urbana Utilizando o Perfil de Produção Base............... 74

Figura 45: Diagrama de Referência da Rede Urbana Utilizando o Perfil de Produção Ajustado .... 74

Figura 46: Resultado das Medições no Nó de Balanço da Rede Urbana Utilizando o Perfil de

Produção Base .......................................................................................................................... 75

Figura 47: Resultado das Medições no Nó de Balanço da Rede Urbana Utilizando o Perfil de

Produção Ajustado ..................................................................................................................... 76

Figura 48: Diagrama de Referência Rede Rural Utilizando o Perfil de Produção Base .................. 78

Figura 49: Diagrama de Referência Rede Rural Utilizando o Perfil de Produção Ajustado ............ 79

Figura 50: Resultado das Medições no Nó de Balanço da Rede Rural Utilizando o Perfil de

Produção Base .......................................................................................................................... 79

Figura 51: Resultado das Medições no Nó de Balanço da Rede Rural Utilizando o Perfil de

Produção Ajustado ..................................................................................................................... 79

Figura 52: Tipologia da Rede Urbana. Fonte: [61] ........................................................................... 89

Figura 53: Tipologia da Rede Semi-rural. Fonte: [65] ...................................................................... 91


v


vi

Índice de Tabelas Tabela 1: Ciclo Semanal Portugal Continental. Fonte: [40] 41

Tabela 2: Ciclo Bi-horário em Portugal Continental. Fonte: [40] 41

Tabela 3: Nº de Clientes Considerados nos Cálculos das Tarifas. Fonte: [42] 42

Tabela 4: Perfis de Consumo BTN Disponibilizados pela ERSE. Fonte: [42] 43

Tabela 5: CAEPC em 2015. Fonte: [46] 44

Tabela 6: Produção Média Mensal. Fonte: [47] 45

Tabela 7: Preços de Potência Contratada e de Energia. Fonte [49] 51

Tabela 8: Fatura Anual para os Diferentes Escalões de Potência Contratada 51

Tabela 9: Resultados da Análise do VAL (em €) para Clientes c/ Tarifa Simples Localizados na

Região Norte 54


Região Centro 55


Região Sul 55

Tabela 12: Resultados da Análise do VAL (em €) para Clientes c/ Tarifa Bi-horária e Ciclo Diário

Localizados na Região Norte 56


Localizados na Região Centro 57


Localizados na Região Sul 58

Tabela 15: Resultados da Análise do VAL (em €) para Clientes c/ Tarifa Bi-horária e Ciclo Semanal

Localizados na Região Norte 58


Localizados na Região Centro 59


Localizados na Região Sul 60

Tabela 18: Previsão da Energia Distribuída pela RND. Fonte: [53] 65

Tabela 19: Cenários de Penetração FV Investigados 68

Tabela 20: Utilização do Ramo Mais Carregado da Rede Urbana, em % da Potência Nominal,

Utilizando o Perfil de Produção Base 76


vii

Tabela 21: Utilização do Ramo Mais Carregado da Rede Urbana, em % da Potência Nominal,

Utilizando o Perfil de Produção Ajustado 77

Tabela 22: Número de Medições nos Nós da Rede Urbana em que V > 1,03 p.u. e V ≤ 1,1 p.u.


Tabela 23: Número de Medições nos Nós da Rede Urbana em que V > 1,1 p.u. Utilizando o Perfil

de Produção Base 77

Tabela 24: Número de Medições nos Nós da Rede Urbana em que V > 1,03 p.u. e V ≤ 1,1 p.u.


Tabela 25: Número de Medições nos Nós da Rede Urbana em que V > 1,1 p.u. Utilizando o Perfil

de Produção Ajustado 78

Tabela 26: Utilização do Ramo Mais Carregado da Rede Rural, em % da Potência Nominal,


Tabela 27: Utilização do Ramo Mais Carregado da Rede Rural, em % da Potência Nominal,


Tabela 28: Número de Medições nos Nós da Rede Rural em que V > 1,1 p.u. Utilizando o Perfil de

Produção Base 81


viii

Lista de acrónimos

AIE Agência Internacional de Energia

AT Alta tensão

BPPP Brightness Program Pilot Project

BT Baixa tensão

BTN Baixa tensão normal

CAEPC Consumo Anual por Escalão de Potência Contratada

CI Capacidade instalada

DL Decreto-lei

EDPSU EDP Serviços Universais

EE Energia elétrica

ERSE Entidade Reguladora dos Serviços Energéticos

FER Fontes de energia renovável

FIT Feed-in tariffs

FV Fotovoltaico

GD Geração distribuída

GEE Gases de efeito estufa

GW Gigawatt

LBE Lei Base da Eletricidade

LCOE Levelised cost of energy

MIBEL Mercado Ibérico de Eletricidade

MT Média tensão

OLMC Operador Logístico de Mudança de Comercializador

ONU Organização das Nações Unidas

ORD Operador da rede de distribuição

PDIRD Plano de Desenvolvimento e Investimento na Rede de Distribuição

PMM Produção média mensal

PNAEE Plano Nacional de Ação para a Eficiência Energética

PNAER Plano Nacional de Ação para as Energias Renováveis


ix

RD Rede de distribuição

REDP China Renewable Energy Development Project

RND Rede Nacional de Distribuição

RNT Rede Nacional de Transporte

SEN Sistema elétrico nacional

SITC Solar Investment Tax Credit

UE União Europeia

URD Uso da Rede de Distribuição

URT Uso da Rede de Transportea

TP Trânsito de potências

VAL Valor atual líquido

Wp Watt pico


x


1

1 Introdução

Desde a década de 70 que as Nações Unidas reconhecem que o Homem é responsável por

“níveis perigosos de poluição na água, ar, terra e seres vivos” bem como do “esgotamento de

recursos não-renováveis” [1]. No seguimento desta tomada de consciência mundial e da conferência

do Rio de Janeiro em 1992 desenvolveu-se o conceito de desenvolvimento sustentável que prioriza a

conservação do meio-ambiente como um dos fatores essenciais para o desenvolvimento e bem-estar

das sociedades.

Estima-se que a produção de eletricidade a nível mundial aumente em 93% até 2040 [2]. Este

aumento na produção de eletricidade irá ser também acompanhado por um aumento de emissões de

dióxido de carbono na ordem dos 46% também até ao ano de 2040. Este aumento deve-se

principalmente aos países em desenvolvimento que apostam em tecnologias convencionais para a

geração de eletricidade

Adicionalmente, os preços do petróleo são historicamente voláteis o que, por sua vez, torna o

preço dos combustíveis fósseis imprevisíveis trazendo consigo desafios económicos para os países e

regiões importadores. Foi, portanto, necessário encontrar soluções energéticas que fossem

sustentáveis a nível económico bem como ambiental, reduzindo a dependência energética de

terceiros e reduzindo as emissões de gases poluentes e de efeito estufa.

Figura 1: Desenvolvimento dos Preços do Petróleo Ajustados à Inflação. Fonte: [3]

A União Europeia (UE) reconheceu a urgência em desenvolver uma estratégia para o

desenvolvimento sustentável e independência energética. Nesse sentido, foi lançado em 1997 o

“Livro Branco para uma Estratégia e um Plano de Ação Comunitários” que estabeleceu, para o

período de 1998 até 2010, um plano europeu que visou promover a integração de fontes de energia

renovável (FER). Os objetivos deste plano estratégico compreenderam: atingir 12% de geração de

eletricidade através de FER a nível europeu, diminuição da dependência energética externa

(importações), aumentar a eficiência energética e reduzir as emissões de dióxido de carbono [4].


2

Em 2001 foi publicada a diretiva [5] que formalizou o compromisso da UE em relação às FER.

Neste documento foram estabelecidos pela primeira vez metas nacionais para “promover o aumento

do consumo de eletricidade produzida a partir de fontes de energia renováveis” bem como regimes de

apoio e processos administrativos que permitiriam o desenvolvimento deste tipo de tecnologias e a

sua integração no sistema e mercado elétrico. Posteriormente, a UE publicou a diretiva [6] que

enfatiza a necessidade de interligação entre países e estabelece objetivos concretos para a União:

20% de redução na emissão de GHG relativo a 1990, 20% de FER no consumo total de energia e

poupança de 20% da energia até 2020, nos Estados Membros. Estes objetivos foram ajustados para

a realidade de cada Estado Membro. Para Portugal foi fixado o objetivo de 31% de FER no consumo

final bruto de energia final, ou seja, a soma do consumo de energia final com o autoconsumo das

centrais elétricas e as perdas no transporte da eletricidade [6]. No seguimento do estabelecimento

dos objetivos para 2020 da UE, foram definidos pelo Governo português dois planos estratégicos que

estabelecem o modo como Portugal irá cumprir as metas acordadas: o Plano Nacional de Ação para

a Eficiência Energética (PNAEE) e o Plano Nacional de Ação para as Energias Renováveis (PNAER).

Do PNAER destaca-se a quota de eletricidade de base renovável, 60% em 2020, tal como a meta

global a alcançar no consumo final bruto de eletricidade, que deverá situar-se em 35%, superior à

meta definida em [6] de 31% para Portugal.

Apesar de ainda ter um uso relativamente diminuto, o mercado para a tecnologia fotovoltaica tem

perspetivas promissoras a nível mundial e nacional. Contudo e apesar dos níveis de radiação solar

em Portugal serem altos, a instalação de sistemas fotovoltaicos tem sido feita a um ritmo muito lento,

sendo que no final de 2013 apenas se contabilizavam 281MW de capacidade instalada desta

tecnologia [7]. No contexto das políticas europeias e nacionais de descarbonização da economia e do

setor elétrico entrou em vigor o Decreto-lei (DL) n.º 153/2014 [8] que liberalizou a instalação de

unidades FV para fins de autoconsumo.

Este trabalho de tese enquadra-se no âmbito da regulação da atividade de distribuição de

eletricidade sob um cenário de elevada penetração da tecnologia FV nos clientes de baixa tensão

(BT). Pretende-se determinar se os verdadeiros custos da atividade de distribuição de energia elétrica

(EE) para o operador da rede de distribuição (ORD) estão refletidos nas tarifas aplicadas aos

consumidores em BT. Pretende-se garantir a equidade económica do sistema tarifário em tempos de

grande mudança.

1.1. Metodologia1

Em primeiro lugar avaliou-se, através de um estudo financeiro, a viabilidade da instalação de

capacidade de painéis fotovoltaicos, por parte dos consumidores de BT. A importância deste estudo

prévio é justificada pela necessidade de avaliação das condições de mercado em Portugal, uma vez

que incentivo à poupança é o fator determinante que levará um consumidor a instalar um sistema

deste tipo na sua habitação ou estabelecimento comercial por exemplo. O estudo financeiro foi

1 Caraterizada em maior detalhe no Capítulo 3


3

realizado através de um estudo do valor atual líquido (VAL) da instalação de um sistema FV e serviu

para determinar a melhor solução, em termos financeiros, para cada nível de potência considerado.

Em segundo lugar procedeu-se a um estudo do trânsito de potências numa tipologia de rede do

sistema elétrico nacional (SEN) com elevada resolução temporal, Este teve como objetivo determinar

o impacto da geração distribuída (GD), sob forma de painéis FV, nas variáveis físicas da rede e no

nível de investimento na rede. Desta forma determinou-se a adequação do atual sistema tarifário a

um SEN com um nível elevado de capacidade instalada (CI) de GD em BT.

Tanto o estudo financeiro como o de trânsito de potências levaram em conta fatores de

diferenciação geográfica. Pretende-se, assim, que a separação geográfica forneça resultados com

um maior grau de precisão, dadas as diferentes tipologias da rede de distribuição e potencialidade de

penetração da tecnologia fotovoltaica em cada uma das redes consideradas.

Dado isto, acredita-se que esta abordagem seja vantajosa quando comparada com a análise de

resultados relativos ao estudo no contexto global (i.e., sem desagregação geográfica). O fato de esta

abordagem ser diferente na perspetiva da ótica da regulação, foi por si só um fator de grande

motivação para a realização deste trabalho.

A vertente temporal da metodologia contempla evolução a cada quinze minutos para a produção

e procura para todos os dias do ano, dados pelos perfis utilizados pela Entidade Reguladora dos

Serviços Energéticos (ERSE). Deste modo pretendeu-se adaptar a dinâmica do sistema elétrico ao

caso de estudo, procurando otimizar o estudo da definição das tarifas de forma a torná-las mais

justas para todos os utilizadores do sistema.

1.2. Caso de Estudo

Pretendeu-se fazer um estudo sobre a adequação do sistema tarifário em vigor ao SEN com

uma quota significativa de GD em BT. Este estudo enquadra-se nos objetivos que Portugal deve

cumprir, definidos pela UE, rumo à descarbonização do setor elétrico.

Pretendeu-se com este estudo demonstrar: 1) que a tecnologia fotovoltaica para autoconsumo

pode ser fonte de poupança para os consumidores e para o operador da rede de distribuição (ORD)

2) a adequação do atual quadro de regulação em cenários de alta penetração de GD sob forma de

painéis FV em BT.

Mais concretamente, foi estudado o impacto da penetração desta tecnologia nas variáveis físicas

das redes de referência: trânsito de energia ativa e reativa bem como o nível de perdas totais. Estas

variáveis servirão posteriormente para determinar os efeitos da penetração de FV no nível de

investimento necessário ao funcionamento da rede de distribuição.


4

1.3. Objetivos

De uma forma geral, a elaboração desta dissertação teve como objetivo a determinação da

adequação do atual sistema tarifário ao SEN com uma alta quota geração distribuída para

autoconsumo em BT. Mais concretamente pretendeu-se avaliar o impacto da tecnologia solar

fotovoltaica como solução energética para o autoconsumo.

Concretamente pretende-se:

Obter um maior aproveitamento do potencial nacional existente ao nível da produção de

eletricidade em tecnologia solar FV, como forma de:

o Cumprir os objetivos para Portugal de produção renovável, diminuindo desta forma a

necessidade de utilização de combustíveis de origem fóssil e consequentemente as

emissões de GEE;

o Reduzir a importação de eletricidade.

Reconhecer o papel fundamental que a regulação pode desempenhar no planeamento

energético nacional identificando os investimentos que serão necessários para a presença de

GD FV em baixa tensão normal (BTN)

Assegurar a remuneração dos investimentos e ativos de rede a quem incorreu nos custos,

mantendo desta forma a estrutura equitativa do sistema tarifário

Quantificar em termos económicos a presença de GD em BT sob a forma de painéis FV para

autoconsumo.

Verificar se existem ou poderão existir discrepâncias entre receitas e custos para o ORD, devido

à existência de CI de painéis FV em BT.


5

2. Estado da Arte

Os impactos negativos associados à exploração de combustíveis fósseis foram determinantes

para moldar a agenda política mundial e redirecionar o planeamento energético para se adaptar aos

objetivos de redução de emissões de carbono e de adoção de novas tecnologias de geração

renovável. No presente capítulo aprofunda-se a evolução da tecnologia fotovoltaica e das tendências

de mercado globais e em Portugal continental que justificam a realização do estudo nesta tese.

Adicionalmente, efetua-se uma descrição do SEN, do modelo de negócio dos operadores da rede e

do racional económico que originou a necessidade de regulação e consequente estabelecimento de

tarifas que remuneram os vários tipos de atividades envolvidas no investimento e na operação e

manutenção das redes elétricas.

2.1. Desenvolvimento da Tecnologia

Fotovoltaica

O fenómeno físico responsável por converter luz em eletricidade – o efeito fotovoltaico (FV) – foi

observado pela primeira vez em 1839 pelo físico francês Edmond Becquerel que verificou que placas

metálicas, de platina ou prata, mergulhadas num eletrólito, produziam uma pequena diferença de

potencial quando expostas à luz [9].

Numa primeira fase, o efeito FV foi estudado em sólidos como o selénio. Nas décadas de 1870 e

1880 foram construídas células fotovoltaicas a partir deste elemento que apresentavam um nível de

eficiência entre 1% e 2% na conversão de luz para eletricidade. O selénio ao converter luz no espetro

visível da luz solar, foi rapidamente adotado pela indústria fotográfica para o fabrico de aparelhos

fotométricos. Devido aos baixos níveis de eficiência apresentados, as células de selénio possuíam

custos de fabrico demasiado elevados para se a tecnologia se tornar financeiramente viável. Contudo

nas décadas de 1920 e 1930 notaram-se avanços extraordinários no campo da mecânica quântica

que definiu a base teórica que permitiu a compreensão do fenómeno tal como hoje em dia o

percebemos [10]. Foi durante este período, mais precisamente em 1922, que Albert Einstein recebeu

o Nobel da Fisica pela descoberta da lei do efeito fotoelétrico [11].

Figura 2: O Efeito Fotoelétrico. Fonte: [12]


6

No final da década de 1940 e início da década de 1950 revolucionaram a tecnologia das células

solares, FV com o desenvolvimento do método de Czochralski para a produção de silício cristalino

com um elevado grau de pureza [10].

Figura 3: Ilustração do Método de Czochralski. Fonte: [13]

Em 1954 nos laboratórios Bell foi desenvolvida uma célula FV de silício com uma eficiência de

4% e pouco depois foram atingidos, também utilizando o silício, níveis de eficiência de 6% e 11%. No

entanto o maior progresso tecnológico foi motivado pelo programa espacial dos Estados Unidos, que

a partir de 1958 utilizou as células FV como fonte de energia para os satélites que lançou.

Adicionalmente, os desenvolvimentos da indústria dos transístores também deu um grande contributo

para a tecnologia FV. Os transístores e as células FV são fabricados a partir de materiais similares e

portanto muito do trabalho de pesquisa efetuado para o desenvolvimento de transístores foi

aproveitado para o desenvolvimento da indústria fotovoltaica [10].

Foi também na década de 1960 que surgiram as primeiras aplicações terrestres, para casos

muito particulares, como sistemas de telecomunicações remotos e boias de navegação. Contudo, o

grande impulso ao desenvolvimento da tecnologia fotovoltaica veio do mercado petrolífero, com a

crise de 1973. O pânico gerado levou a um súbito e forte investimento em programas de investigação

com o objetivo de reduzir o custo de produção das células solares. Algumas das ideias geradas a

partir destes programas revolucionaram a indústria das células solares. Em particular pode-se

destacar a utilização de novos materiais como o silício multicristalino (por oposição aos monocristais,

cristais únicos de silício e com custos de produção mais elevados) e novos métodos para produção

de silício diretamente em fita (eliminando o processo de corte dos lingotes de silício, e todos os

custos associados). De fato, em 1976 surgiu a primeira célula em silício amorfo hidrogenado (aSi:H),

aquela que viria ser a primeira tecnologia da geração do filme fino [13]. O resultado destes e de

outros avanços foi uma redução do custo da eletricidade solar de 80 $/Wp (dólares por Watt pico)

para cerca de 12 $/Wp em menos de uma década [9].

Nas décadas de oitenta e noventa continuaram os programas de financiamento e demonstração

de células FV, motivados pela procura de alternativas aos combustíveis fósseis para produção de

eletricidade e do perigo crescente das alterações climáticas. Exemplos destas iniciativas são a

instalação da primeira central solar de grande envergadura (1 MWp) na Califórnia, em 1982, e o

lançamento dos programas de “Telhados Solares” na Alemanha (1990) e no Japão (1993). O objetivo

implícito dos poderes políticos de então era também criar uma economia de escala da tecnologia de

células solares FV. Um estudo financiado pela Comissão Europeia, o MUSIC FM, mostrou que,


7

utilizando tecnologia atual melhorada apenas por investigação focada com resultados previsíveis,

uma fábrica de painéis solares com um nível de produção da ordem dos 500 MW anuais levaria a

uma redução dos custos dos painéis solares para valores competitivos com a eletricidade

convencional (1 €/Wp). Estes resultados vieram confirmar que esta tecnologia poderia tornar-se

competitiva, e que as economias de escala são determinantes para o sucesso de mercado [9].

O resultado destas iniciativas de apoio político foi o catalisador de um crescimento exponencial,

a que se assistiu na passada década: em 1999 o total acumulado de painéis solares atingia 1

gigawatt (GW), sendo que duplicou passados três anos. Como esperado, o desenvolvimento

tecnológico acompanhou o crescimento observado no mercado. Em 1998 foi atingida a eficiência de

conversão recorde de 24,7% (em laboratório) com células em silício monocristalino, e em 2005,

cientistas do Fraunhofer Institut for Solar Energy Systems anunciaram uma eficiência superior a 20%

para células em silício multicristalino. Entretanto, células solares com configurações mais complexas,

as chamadas células em cascata (ou tandem), que consistem na sobreposição de várias células

semicondutoras otimizadas para diferentes comprimentos de onda da radiação, já permitiram atingir

rendimentos de conversão superiores a 34% [13].

2.1.1. O Efeito Fotovoltaico

As células FV são constituídas por um material semicondutor ao qual são adicionadas

substâncias dopantes, de modo a criar um meio adequado ao estabelecimento do efeito fotovoltaico,

ou seja a conversão direta de potência associada à radiação solar em potência elétrica DC.

Num cristal de silício quando um fotão da radiação solar contendo energia suficiente atinge um

eletrão na banda de valência, este move-se para a banda de condução, deixando um buraco no seu

lugar, que se comporta como uma carga positiva, criando desta maneira um par eletrão-buraco. No

entanto, uma célula constituída por cristais de silício puro não produziria energia elétrica. Os eletrões

passariam para a banda de condução mas recombinar-se-iam com os buracos, não dando origem a

qualquer corrente elétrica [14].

Para se garantir a existência de corrente elétrica é necessária a existência de um campo elétrico,

criado devido à diferença de potencial entre duas zonas da célula. Através do processo de dopagem

do silício, é possível criar duas camadas na célula: a camada tipo p e a camada tipo n, que possuem,

respetivamente, um excesso de cargas positivas e um excesso de cargas negativas, relativamente ao

silício puro. A região onde as duas camadas se encontram é designada por junção p-n. É nesta região

que se estabelece um campo elétrico: os eletrões, excitados por fotões com energia suficiente são

acelerados para um terminal negativo, ao passo que os buracos são enviados para um terminal

positivo. Nestas condições, ligando os terminais a um circuito que se fecha exteriormente através de

uma carga, circulará corrente elétrica [14].


8

Figura 4: Corte Transversal de uma Célula FV. Fonte: [15]

2.2. Tecnologia Fotovoltaica

A energia da luz solar pode ser convertida em energia elétrica através de tecnologias distintas:

os painéis solares FV e os sistemas fotovoltaicos de concentração (CPV – Concentration

Photovoltaics). Contudo, para o propósito deste trabalho apenas será descrita a tecnologia FV uma

vez que é esta a tecnologia utilizada para aplicações de auto

As células FV são conectadas em série ou em paralelo para formar um módulo fotovoltaico.

Geralmente, a potência dos módulos é dada pela sua potência nominal (ou de pico – ponto de

potência máximo na figura 5). Associados a este parâmetro existem outros que caraterizam

eletricamente o funcionamento de um módulo FV: Tensão de circuito aberto (VOC); Corrente de curto-

circuito (ISC); Tensão e corrente à potência máxima (Vmp, Imp). As conhecidas curvas caraterísticas

de corrente e de potência que descrevem o funcionamento de um módulo fotovoltaico estão

representadas no exemplo da seguinte figura.

Figura 5: Curvas Caraterísticas do Funcionamento de uma Célula FV. Fonte: [16]

A condição padrão para se obter as curvas caraterísticas dos módulos é definida, para os

módulos planos convencionais, para uma radiação de 1000W/m2 (radiação recebida na superfície da

Terra num dia claro, ao meio dia solar) e uma temperatura de célula de 25ºC. Os principais fatores

que influenciam nas caraterísticas elétricas de um painel são a intensidade da radiação solar e a

temperatura das células. A corrente gerada nos módulos aumenta linearmente com o aumento da

radiação incidente. Por outro lado, o aumento da temperatura na célula faz com que a eficiência do

módulo diminua alterando o ponto de operação para potência máxima gerada (MPP – maximum

power point) [15].


9

Figura 6: Variação da Curva I-V com a Temperatura. Fonte: [14]

A orientação dos módulos fotovoltaicos tem, por isso, um papel fundamental na produção de

eletricidade pelas células e módulos fotovoltaicos. De acordo com a prática geralmente utilizada os

painéis solares são inclinados a um ângulo igual ao da latitude do local em que se encontram, para

que a radiação solar média incidente sobre o módulo ao longo do ano seja maximizada. Alguns

sistemas possuem seguidores solares (trackers), dispositivos eletromecânicos programados para

seguir a movimentação do Sol de acordo com a geografia em que se encontram. Desta forma a

incidência de radiação no dispositivo solar é maximizada ao longo do ano. Atualmente a tecnologia

das células solares FV pode ser divida em tecnologia de 1ª e de 2ª geração. A primeira geração utiliza

o silício como base de fabrico das células i.e. o silício monocristalino, o silício policristalino e amorfo.

A 2ª geração engloba as tecnologias de película fina.

A tecnologia de 1ª geração é ainda a que domina o mercado mundial, com 90% da capacidade

instalada globalmente, fabricada à base do silício cristalino [15].

O silício monocristalino (m-Si) é o material mais usado na composição das células fotovoltaicas,

atingindo cerca de 60% do mercado. A uniformidade da estrutura molecular resultante da utilização de

um cristal único é a ideal para potenciar o efeito fotovoltaico. O rendimento máximo atingido em

laboratório ronda os 24%, o qual em utilização prática se reduz para cerca de 15%.

O silício policristalino (p-Si) dispõe de uma quota de mercado de cerca de 30%. As

descontinuidades da estrutura molecular dificultam o movimento de eletrões e facilitam a

recombinação com os buracos, fenómeno que reduz a potência de saída [14]. Esta forma de silício,

apresenta também um menor custo de produção dada a maior imperfeição cristalina, e da qual

resulta num material menos eficiente. Este fator é parcialmente compensado com um maior

aproveitamento da área do painel. Estas células apresentam um rendimento de cerca de 19% em

laboratório e os melhores módulos atualmente disponíveis no mercado apresentam uma eficiência

máxima de 14%. Contudo a diferença de preço por unidade de potência é pouco significativa entre as

tecnologias poli- e monocristalina [15].

O silício amorfo (a-Si) não tem estrutura cristalina, apresentando defeitos estruturais que, em

princípio, impediriam a sua utilização em células fotovoltaicas, uma vez que aqueles defeitos

potenciavam a recombinação dos pares eletrão - buraco. No entanto, se o silício amorfo passar por

um processo chamado hidrogenação, durante o qual uma pequena quantidade de hidrogénio á

adicionado ao silício, os átomos de hidrogénio combinam-se quimicamente de forma a minimizar os


10

efeitos negativos dos defeitos estruturais. Os equipamentos solares domésticos (calculadoras,

relógios) são habitualmente feitos com células de silício amorfo, representando cerca de 4% do

mercado. Em laboratório é possível obter rendimentos da ordem de 13%, mas as propriedades

conversoras do material deterioram-se com a utilização, pelo que os rendimentos descem para cerca

de 6% [14]. Contudo é esta tecnologia que apresenta os menores custos de produção e que iniciou a

transição para a 2ª geração de tecnologia de células FV [15].

A segunda geração de células solares FV, as células de película fina, é desenvolvida de forma a

reduzir o consumo de silício por razões de custo da matéria-prima e devido à complexidade dos

processos de fabrico. Estas células, ao utilizarem menos silício no seu fabrico, apresentam

espessuras que variam entre os 35 e os 260 nanómetros [17]. O principal material de fabrico das

células de película fina é o silício amorfo. Embora apresente eficiências muito mais baixas do que as

de primeira geração, da ordem dos 5% a 7%, o seu fabrico é mais barato e funciona com uma gama

de luminosidade mais alargada.

Esta tecnologia de filmes finos tem potencial para aplicações arquitetónicas, visto apresentar

uma estética mais atraente e poder substituir materiais utilizados na construção civil (telhados,

fachadas, etc.), uma vez que a sua produção possibilita que os filmes sejam depositados sobre

substratos de baixo custo, como por exemplo o vidro, aço inox e alguns plásticos, possibilitando

assim obter módulos solares com uma maior versatilidade de utilização [15]. Foram também

desenvolvidas células com base em de Diselenieto de Cobre e Índio (CIS) e Telurieto de Cádmio

(CdTe). Apesar dos seus custos baixos de produção, as tecnologias de películas finas ainda

apresentam eficiências baixas relativamente às suas contrapartes à base de silício cristalino para

além de que os três materiais mais utilizados no seu fabrico (a-Si, CdS/CdTe e CIGS) têm um impacto

negativo no meio ambiente [17]. No entanto, estão a ser desenvolvidas células do tipo película à base

de polímeros e materiais orgânicos que, apesar de apresentarem uma eficiência de apenas 4-5%,

estão associadas a vantagens ambientais bem como a flexibilidade mecânica e eficiência de custos

[18].

Também são fabricadas células FV com base em Arsénio de Gálio (GaAs) que apresentam

rendimentos superiores do que as células de silício. A eficiência dos módulos fotovoltaicos comerciais

com base em silício cresceu a uma taxa de 0,3% por ano, atingindo 16% em 2013 [19]. Em

comparação, as células de GaAs já atingiram uma eficiência de 40,7% em 2010, sendo esta

tecnologia a que apresenta o melhor valor neste campo, quando comparada com os seus pares [17].

Estas células apresentam, no entanto, um custo de produção mais elevado que só permitem o seu

uso em satélites ou sistemas de concentradores, tornando a tecnologia de silício economicamente

mais viável.

Muitas novas tecnologias estão ainda em fase de estudos. Prometem grandes eficiências e

custos de produção inferiores, mas o seu processo de desenvolvimento tecnológico não deverá

permitir que tenham expressão significativa no mercado na próxima década [13]. A próxima geração

de painéis fotovoltaicos terá também incorporadas componentes de nanotecnologia, tais como


11

nanotubos de carbono e quantum dots que, para além de aumentarem a eficiência e a performance

mecânica e elétrica, os custos de produção também serão reduzidos [17].

2.3. Politicas Energéticas

Tal como como explicado no capítulo 2.1, muitos governos apoiaram o desenvolvimento e

introdução no mercado de tecnologias FV, através de medidas do âmbito fiscal e regulatório por

exemplo. O forte desenvolvimento do mercado de tecnologia de geração solar deveu-se à adoção

destas políticas de incentivo na Europa, Estados Unidos e alguns países em desenvolvimento. Os

principais instrumentos utilizados são a tarifa bonificada, ou feed-in tariff (FIT), créditos fiscais,

subsídios, regimes de financiamento bonificados, garantia de compra e venda de energia e

investimento público direto [20]. Neste subcapítulo serão clarificados os incentivos considerados mais

relevantes bem como dos conceitos de “Custo Atualizado da Energia” e de “Paridade de Rede,

métricas importantes na avaliação da viabilidade financeira e económica das tecnologias de geração

de eletricidade.

2.3.1. Tarifas Bonificadas

As tarifas bonificadas constituem um prémio ou pagamento a tecnologias renováveis e modernas

cujos custos associados são elevados e/ou que não sejam financeiramente competitivas com

tecnologias de geração de eletricidade convencionais. Os produtores abrangidos por este esquema

incentivo, recebem pela eletricidade gerada uma quantia que permita cobrir os custos que incorreram

e também gerar lucros. Este mecanismo tem por objetivo principal incentivar investimentos de longo

prazo em tecnologias modernas e inovadoras o que, por sua vez, em última análise ajuda na redução

dos custos de produção destas mesmas tecnologias. Segundo [20], as FIT são a medida que permite

a expansão de forma mais rápida de tecnologias de geração renovável e a mais eficiente no

desenvolvimento das tecnologias FV, eólicas e à base de biogás. Este tipo de tarifas cobre

tipicamente todas as formas de tecnologia FV, desde aplicações residenciais de alguns kW até

centrais elétricas de maior escala, e difere entre países, regiões geográficas, tipo e capacidade do

projeto tecnológico.

Não obstante, uma FIT bem estruturada e estável poder desempenhar um papel crucial no

desenvolvimento dos sistemas de energia renovável, existem, no entanto, diversas desvantagens

associadas a este método de incentivo. Em [20] as desvantagens mais relevantes das FIT apontadas

são a não diminuição das barreiras de capital para a realização de projetos de tecnologia renovável

apesar de garantir ao investidor um retorno razoável do capital investido e a pressão inflacionista no

curto prazo sobre as tarifas de eletricidade. Adicionalmente, este mecanismo não promove

competitividade e eficiência quando as tecnologias atingem um determinado grau de maturidade,

podendo desta forma a sociedade num todo incorrer em custos excessivos [21].


12

2.3.2. Créditos Fiscais

Os incentivos fiscais para investimentos em energias renováveis diferem entre países. Nos

Estados Unidos, por exemplo, existe o Solar Investment Tax Credit (SITC) implementado pelo

governo federal [22].Este imposto prevê um desconto de 30% do investimento realizado em

tecnologia solar até ao ano de 2019 no imposto sobre o rendimento de pessoas singulares ou de

empresas. Nesta lei está também prevista a redução do incentivo fiscal para 26% em 2020 e 22% em

2021. Após 2023, o crédito fiscal para investimentos em equipamento de uso doméstico é eliminado

enquanto para uso comercial ou industrial o crédito fiscal é reduzido para 10% de forma permanente.

O SITC é considerado um dos mais importantes mecanismos federais de incentivo à instalação de

tecnologias solares. No final do ano de 2015 a capacidade instalada cumulativamente era cerca de 27

GW, sendo objetivo desta política que se atinja os 100 GW no final de 2020.

Adicionalmente, as leis Economic Stimulus Act de 2008 e a American Recovery and

Reinvestment Act de 2009 preveem um bónus de 50% na depreciação de projetos implementados

entre 2008 e Setembro de 2010 e um bónus de 100% em projetos implementados após Setembro de

2010. Caso o passivo fiscal seja menor que o crédito fiscal, o montante em excesso poderá ser

transferido para uso no ano fiscal seguinte [20].

2.3.3. Subsídios

Os subsídios são o instrumento principal de apoio à energia solar. Os subsídios podem ser

distribuídos sob a forma de subvenções, pagamentos com base em critérios de capacidade ou

produção e empréstimos.

Na India, os subsídios foram durante anos distribuídos sob a forma de capital direto, quer através

de fundos públicos ou privados. Atualmente é oferecido um subsídio indexado ao nível de produção

para projetos comissionados após Março de 2011, durante um máximo de 25 anos. O montante do

subsídio é também dependente da localização do projeto, estando previstas bonificações para

investimentos em povoações remotas. Existe também um programa que paga a famílias que vivam

abaixo do limiar da pobreza 100% dos custos incorridos com este tipo de projetos [20].

Nos Estados Unidos, mais concretamente no estado da Califórnia, existe o programa de

subsídios California Solar Initiative que tem como objetivo promover a instalação de tecnologia de

geração solar em residências e edifícios comerciais, entre outros. O orçamento do programa é de

cerca $2,2 mil milhões entre 2007 e 2016 e procura atingir a marca de 1940 MW em nova capacidade

de geração solar. O subsídio varia de acordo com o tipo de cliente, a capacidade e o desempenho do

sistema [23]. O programa teve uma forte adesão em projetos para uso doméstico e contou com uma

adesão moderada no setor não-residencial. Para garantir que os objetivos eram atingidos o programa

foi revisto em 2008 e as taxas de remuneração foram aumentadas.


13

2.3.4. Investimento Público

Em países em desenvolvimento, o investimento público é o principal vetor no desenvolvimento e

adoção de tecnologias de geração solar. O rápido desenvolvimento da indústria FV e do mercado

chinês foi devido a apoio público, através de programas de eletrificação dos meios rurais no final da

década de 1990 e princípio da década de 2000. Um dos programas adotados chamado Brightness

Program Pilot Project (BPPP), lançado no ano 2000 e que tinha por objetivo fazer chegar eletricidade

a 23 milhões de pessoas em áreas remotas até 2010. O BPPP previa a instalação de 2300 MW de

capacidade de geração renovável nas seguintes províncias-piloto: Mongólia Interior, Gansu e Tibete.

Outro programa, o China Renewable Energy Development Project (REDP), lançado em 2002

providenciou subsídios diretos no valor de $1,5 por Wp de potência a empresas de tecnologia FV

para as ajudar a vender e manter 10 MWp de sistemas solares FV em Qinghai, Gansu, Mongólia

Interior, Xinjiang, Tibete e Sichuan.

Países em vias de desenvolvimento iniciaram programas com a ajuda de acordos bilaterais e

multilaterais com organizações não-governamentais que facilitam este tipo de investimentos. Por

exemplo, o Banco Mundial lançou um programa de subsídios nas Filipinas que previa a instalação de

135 000 sistemas de geração solar em zonas rurais, com o objetivo de instalar 9 MW de potência.

Nos Estados Unidos da América, a lei federal Energy Policy Act de 2005 estabeleceu o

mecanismo de financiamento do setor público para o financiamento de projetos de energias

renováveis, Este mecanismo consiste na emissão obrigações, chamadas Clean Energy Renewable

Bonds, por parte de entidades estatais e alguns credores até um montante previamente estabelecido.

No Energy Policy Act foi estabelecido um teto de $800 milhões para a emissão deste tipo de divida

entre 1 de Janeiro de 2006 até 31 de Dezembro de 2007. Em 2008, a lei Energy Improvement and

Extension Act permitiu que fossem arrecadados mais $800 milhões e em 2009 um novo decreto-lei

permitiu o aumento do orçamento em $1,6 mil milhões, para $2,4 mil milhões.

2.3.5. Autoconsumo e Net-metering

Em 1996, o processo de liberalização iniciado no setor energético tinha um grande objetivo:

assegurar preços de energia acessíveis a todos os consumidores europeus, dando-lhes igualmente, a

possibilidade de escolherem livremente os seus fornecedores de energia em função de ofertas

competitivas. Este processo só estará completo quando os consumidores forem totalmente livres de

escolherem entre um fornecedor de energia tradicional e eles próprios; ou seja, quando estes forem

capazes de produzir e consumir a sua própria eletricidade – processo chamado “autoconsumo” –

ficando assim em competição com a oferta da rede elétrica [23].

Os mecanismos de incentivos que promovem o autoconsumo de eletricidade será primeiro

utilizada para suprir as necessidades de consumo locais e que o total eletricidade gerada não será

injetada diretamente na rede [24].


14

Figura 7: Exemplo de Autoconsumo numa Residência. Fonte: [24]

Por uma questão de clareza, deve-se fazer a distinção entre dois mecanismos diferentes –

ambos permitindo o autoconsumo de energia fotovoltaica – que estão atualmente a ser

implementados na UE: o autoconsumo e o net metering. O primeiro é considerado um mecanismo de

compensação em tempo real (ou durante intervalos de 15 minutos), enquanto o segundo, permite a

compensação de consumos durante um período de tempo mais alargado, que pode ir até um ano

[24].

Uma típica residência europeia, mesmo que possua um sistema FV conseguirá atingir uma

percentagem de autoconsumo de cerca de 30% da eletricidade sem qualquer tipo de medida de

armazenamento de energia e/ou deslocamento da procura (demand shift) [7]. A otimização da

capacidade do sistema (produção anual igual aos consumos anuais) e o uso de ferramentas de

Gestão de Procura (Demand-Side Management - DSM), como bombas de calor ou um sistema de

armazenamento descentralizado, podem aumentar essa percentagem para 70% [23].

Os valores reduzidos de autossuficiência energética podem ser explicados através dos baixos

consumos verificados durante os dias da semana no Verão, e os elevados consumos no Inverno, a

estação do ano na qual os painéis FV menos produzem energia elétrica. Em instalações comerciais

ou industriais, a percentagem de autoconsumo é expetável de atingir valores iguais ou superiores a

75% mais facilmente, porque existe melhor correlação entre os consumos e a produção. Níveis de

100% de autoconsumo são tecnicamente possíveis, através de limitações na capacidade do sistema,

e podem, deste modo, ser considerados equivalentes a um mecanismo de net metering [23]. Em

Portugal, tal como mencionado anteriormente, o autoconsumo é enquadrado legalmente e regulado

pelo DL nº 153/2014.

O net metering consiste numa política energética de incentivo à geração descentralizada, que

permite aos clientes, compensar parte ou a totalidade dos seus consumos, através da energia

produzida pelos seus sistemas fotovoltaicos ou de geração renovável. Ao longo de cada período de

faturação, os prosumers (produtores-consumidores) estão habilitados a injetar qualquer excesso

produzido pelos seus sistemas FV diretamente na RESP, que deste modo, funciona como um sistema

virtual de armazenamento, permitindo que essas quantidades sejam utilizadas posteriormente ao seu

momento de produção. De acordo com este princípio, se os fluxos de entrada e saída de energia

elétrica tiverem o mesmo valor económico, a fatura do cliente no final do mês não será afetada por

esta troca [25].


15

Este mecanismo funciona através da utilização de um contador elétrico bidirecional capaz de

registar os fluxos de energia em ambos os sentidos. O contador regista o balanço líquido energético

da instalação, incrementando quando o utilizador consome energia da rede elétrica (i.e., usa mais

energia do que aquela que produz) e decrementando quando injeta energia de volta à RESP (i.e.,

produz mais energia do que aquela que consome). No final de cada período de faturação, o utilizador

é cobrado apenas pelo seu consumo líquido, ou seja, a diferença entre a energia consumida e a

energia injetada na rede. Se durante este período, a quantidade de energia produzida for superior à

consumida, os produtores receberão uma compensação por esse balanço positivo – denominado Net

Excess Generation, que poderá ser na forma de créditos energéticos (kWh) ou monetários. Estes

créditos são atribuídos à conta do consumidor, e poderão ser utilizados para compensar eventuais

balanços energéticos negativos no próximo período de faturação. O modelo mais comum de net

metering estipula que esta acumulação de créditos poderá ocorrer durante 12 meses consecutivos

[23].

2.3.6. Paridade de Rede e Custo Atualizado da Energia

As políticas económicas de incentivo às tecnologias de geração renovável têm por objetivo

tornarem estas tecnologias mais competitivas face às tecnologias convencionais. A paridade de rede

é o ponto a partir do qual os sistemas renováveis fornecem aos consumidores conectados à rede

energia ao mesmo preço que as tecnologias convencionais.

Figura 8: Ilustração Representativa da Paridade de Rede em Portugal para Sistemas FV. Fonte: [26]

Em Portugal, os preços têm seguido uma tendência de crescimento, tanto no setor residencial,

como no setor industrial. A figura 9 representa o preço por kWh para consumidores domésticos e

industriais, desde o ano 2001 até 2015.


16

Figura 9: Evolução dos Preços da Eletricidade para Consumidores Domésticos e Industriais. Fonte: [27]

Uma medida comum para comparar diferentes tecnologias de geração de eletricidade é o custo

atualizado da energia, em inglês levelised cost of energy (LCOE). Este fator determina o preço à qual

a eletricidade tem de ser vendida a partir de uma determinada tecnologia de modo a que o break-

even financeiro seja atingido durante o tempo de vida do projeto em causa. No cálculo do LCOE são

tidos em conta todos os dados financeiros do projeto: investimento inicial, custos de operação e

manutenção, custos de combustíveis e custo de capital. A fórmula utlizada para calcular este fator é

dada pela seguinte equação:

𝐿𝐶𝑂𝐸 = ∑

𝐼𝑡+𝑀𝑡(1+𝑟)𝑡

𝑛𝑡=1

∑𝐸𝑡

(1+𝑟)𝑡𝑛𝑡=1

(1)

𝐼𝑡, Investimento realizado no ano t

𝑀𝑡, Despesas de operação e manutenção no ano t

𝐸𝑡,Energia elétrica produzida no ano t

r, Taxa de atualização

n, Tempo de vida do projeto

Outros fatores que podem influenciar o LCOE de uma tecnologia incluem: custo de combustíveis

no caso de tecnologias de convencionais, variações na procura de energia elétrica, regulação do

mercado energético e qualidade das previsões meteorológicas [7].

Para eletricidade gerada a partir de tecnologia solar FV, o valor da energia produzida depende

da escala do projeto em questão. Para sistemas domésticos ou comerciais a referência é o preço ao

qual a eletricidade é vendida a estes dois tipos de estabelecimentos. Para projetos de maior escala

(utility scale) o LCOE é mais difícil de determinar, sendo normalmente definido a partir de contratos

de venda bilaterais (purchase power agreement) [7].


17

Figura 10: Preço de Sistemas FV para Aplicações Residenciais. Fonte: [7]

No caso de sistemas fotovoltaicos domésticos sem qualquer tipo de mecanismo de apoio

financeiro, a rentabilidade depende essencialmente do padrão de consumo da habitação em causa.

Mesmo que determinada habitação tenha instalado um sistema que produza toda a energia

necessária durante um, em média apenas 30% desta seria consumida, caso não seja aplicada

qualquer tipo de medida de armazenamento de energia e/ou deslocamento da procura (demand

shift). Os restantes 70% teriam que ser vendidos à rede. Em conclusão, apenas o fato da energia

gerada a partir de tecnologia FV poder ter um custo menor do que eletricidade obtida através da

RESP, não é suficiente para concluir que existem condições para a existência de um mercado

autossuficiente e não-subsidiado de FV [7].

A primeira opção para aumentar a rentabilidade de um sistema doméstico de painéis

fotovoltaicos é aumentar o consumo doméstico nas horas em o sistema está a gerar eletricidade, isto

é, utilizar por exemplo as máquinas de lavar a roupa e a louça durante os períodos do dia com maior

radiância solar. Outra opção é aproveitar as diferenças no preço entre a eletricidade que é vendida à

rede pelo sistema FV e o preço de compra à rede. Segundo [28], os preços das baterias de iões de

lítio para automóveis caíram de 500$-600$ por kWh em 2012 para 200$/kWh em 2020 e para

160$/kWh em 2025. Conjuntamente com a queda dos preços de retalho dos painéis fotovoltaicos esta

tecnologia pode fazer decrescer o LCOE de um sistema fotovoltaico (com armazenamento incluído)

de tal forma que seja a forma de energia mais barata na Europa [7].

2.4. Tendências do Mercado

Entre 2003 e 2013, a capacidade instalada cumulativa cresceu em termos médios 49% por ano,

como demonstrado pela figura 11. Mundialmente continuam a ser instalados sistemas FV com

capacidades de alguns kW (aplicações residenciais, por exemplo) até centrais de alguns MW. Em

2014 existiam em todo o mundo cerca de vinte centrais com mais de 100 MW de potência instalada, a

maior parte na China e nos Estados Unidos. A nível global estima-se que a indústria do solar

fotovoltaico represente cerca de 1,4 milhões de postos de trabalho, repartidos entre China, Europa,

India e Estados Unidos.


18

Figura 11: Capacidade Instalada Mundialmente. Fonte: [19]

Desde o ano 2000 que a produção de FV aumentou quase em duas ordens de magnitude, e

durante a última década a taxa de crescimento anual tem sido de aproximadamente 55%. Desde

2008 que os preços dos módulos FV decresceram em cerca de 80% e, apenas em 2012, observou-se

uma redução de 20% [7]. Podemos distinguir o preço da tecnologia fotovoltaica mediante a escala em

que ela é utilizada: sistemas em pequena escala, ex. painéis para uso doméstico, são mais caros por

cada Watt instalado do que em sistemas em escala maior, por exemplo numa central fotovoltaica. Os

preços desta tecnologia também variam entre países, sendo que a grande diferença nos custos são

nos chamados soft-costs, isto é, custos que advenham da compra e instalação destes sistemas como

por exemplo: licenciamento, mão-de-obra e ligação à rede [19].

Em 2015, sete dos dez maiores mercados de FV mundiais instalaram pelo menos 1GW de

potência e vinte e três países ultrapassaram a marca de 1 GW de potência total instalada.

Em 22 países, nos quais Portugal se inclui, pelo menos 1% da eletricidade consumida provém de

sistemas FV. Itália é o País com a maior penetração de FV a nível mundial, chegando a atingir os 8%

de produção de eletricidade através deste tipo de sistemas. A China, Países Baixos e Chile,

ultrapassaram em 2015 a fasquia de 1%, valor que deverá se atingido pelos Estados Unidos no

decorrer do ano de 2016 [29].

O mercado de tecnologia solar FV continuou a expandir-se em todos os Continentes.

Previamente a instalação de potência era liderada por países desenvolvidos que disponibilizavam

esquemas de apoio financeiro, contudo também foram notados progressos em países em

desenvolvimento, como resposta à necessidade de acesso à eletricidade.

O ambiente de mercado altamente competitivo observado em muitos países demonstra que a

tecnologia FV pode competir com tecnologias de geração fóssil e nuclear. Até janeiro de 2016, foram

produzidos cerca de 275 TWh por sistemas FV o que representa cerca de 1,3% do consumo

registado à escala mundial. Também em janeiro de 2016 contabilizou-se cerca de 227 GW de

potência instalada FV em todo o mundo, um número dez vezes superiores ao registado em 2009 e

quarenta vezes maior do que o registado em 2006 [29].

A queda dos preços registada nos últimos anos levou ao aparecimento de novas políticas

energéticas bem como planos de desenvolvimento de FV, e levou ao crescimento dos mercados


19

asiáticos registado em 2014 e 2015. O desenvolvimento registado no mercado Norte-americano e

Europeu contribui também para uma perspetiva otimista para o mercado de PV para os anos

vindouros [29].

Figura 12: Tendência de Preços e Composição do Preço Final de um Módulo FV. Fonte: [30]

A figura 12 exibe as tendências de preços dos vários componentes de módulos com base em m-

Si verificadas desde Janeiro 2010 até Fevereiro de 2015. Os componentes demonstrados são: a

matéria-prima m-Si (linha azul), o wafer de silício que constitui a base do semicondutor (linha

amarela), a célula FV (linha cinzenta) e o próprio módulo FV (linha azul-clara). De acordo com [30], a

queda dos preços que se verificou entre 2011 e 2012 foi causada por um excesso de oferta ao longo

de toda a cadeira de valor da indústria fotovoltaica. Entre dezembro de 2013 e janeiro de 2016 a

tendência decrescente manteve-se notando-se uma queda de 20% no preço dos módulos. A

composição do preço final do módulo, apresentada pelas barras no canto superior direito da figura 14,

sofreu também mudanças no período analisado. Uma suposta escassez de wafers no mercado, levou

ao aumento do preço desta componente e consequente aumento do peso na composição do preço

final dos módulos FV. Este aumento foi compensado por uma redução no preço do m-Si e no

processo de conversão para módulos, que em janeiro de 2016 correspondia a 41% do preço final.

Em [30] foi também realizado um estudo da evolução do mercado de FV admitindo diferentes

cenários para a potência instalada de tecnologia FV até ao ano 2050. O estudo foi conduzido

admitindo que o crescimento da instalação de potência em cada região segue uma função logística e

que os equipamentos solares têm um período de vida de 30 anos.

O cenário apresentado pela Agência Internacional de Energia (AIE) pressupõe 4,68 TWp de

potência instalada em 2050 a nível mundial que produzirão 16% da energia elétrica consumida. Neste

cenário foi também analisado mercado anual em quatro regiões distintas – a Europa e Japão (EU /

JP), China (PRC) / India / Asia, Estados Unidos e resto do mundo (ROW). Este cenário, representado

na figura 13, prevê que o mercado se expandiria para 80 GWp até 2022 e atingiria um pico por volta

do ano de 2030. Após este pico, a procura deverá contrair para aproximadamente 150 GWp em 2040,

atingindo o mínimo de 100 GWp em 2050. As oscilações do mercado devem-se à necessidade de

substituição de equipamento.


20

Figura 13: Evolução Mundial da Potência Instalada Segundo Cenário da AIE. Fonte: [30]

O cenário apresentado pela ONU, representado na 14, assume 23 TWp de potência instalada no

ano de 2050 que produzirão 20% da energia elétrica consumida a nível global. Neste cenário, mais

otimista, o mercado mundial cresceria para um valor superior 600 GWp anuais até 2030, atingido o

pico de aproximadamente 900 GWp por volta do ano de 2035. A oscilação do mercado dever-se-ia

também às necessidades de substituição de equipamento. Este cenário, ao assumir crescimentos de

capacidade de até 60 GWp, implicaria grandes desafios para a indústria mundial.

Figura 14: Evolução Mundial da Potência Instalada Segundo Cenário da ONU. Fonte: [30]

2.4.1. Mercado na Europa

Na Europa, as condições de mercado diferem entre países devido às políticas públicas que cada

Governo implementa, bem como o grau de liberalização observado no mercado interno de energia.

No ano de 2013 houve um aumento de capacidade instalada de geração na UE de 34,8GW e

21,8GW de capacidade foram desativados, ou seja, foram adicionados cerca de 13GW de potência.

Dos 34,8GW de nova potência instalada, 24,9GW correspondem a FER, ou seja, 71,5% da

capacidade instalada. Em termos de energia solar fotovoltaica notou-se um aumento de 10,6GW, o

que corresponde a 30,6% dos 34,8GW instalados nesse ano [7].


21

Figura 15: Capacidade Instalada e Desativada por Tecnologia em 2013 [GW]. Fonte: [7]

Em 2014 foram instalados 7 GW de nova potência FV na UE, aumentando a capacidade total da

União para 86 GW Após 2011, onde se registaram 22,5 GW de nova potência instalada, o mercado

registou três anos de diminuição da procura. Em 2014 o mercado FV Europeu constituía 18% do

mercado global enquanto esse valor era de 74% em 2011. O esfriamento do mercado deve-se a

múltiplos fatores, nomeadamente com o cancelamento de esquemas de financiamento, restrição de

acesso ao crédito, introdução de limites de capacidade e alterações retroativas nos contratos. A

produção solar estimou-se 85 TWh, sendo que a Alemanha e Itália contabilizaram 65% deste valor.

Contudo, as diferentes tecnologias de geração existentes nos sistemas elétricos europeu tornam-no

no mais avançado e inovador sistema a nível mundial que constitui a plataforma ideal para

demonstrar o processo de integração da tecnologia FV [29].

De acordo com [31] podemos esperar para o período de 2013-2020 um aumento de instalação

de FER a um ritmo mais lento do que o observado na década anterior. Isto deve-se a incertezas

quanto à política europeia conjunta em relação a FER e quanto à interligação da rede europeia que

facilitará a integração das FER.

Figura 16: Evolução da Instalação de Potência Anual FV. Fonte: [7]

No final de 2015 foram definidos os objetivos estratégicos para a energia solar FV a nível no

horizonte do ano 2020. Estas políticas têm o propósito de devolver à UE a liderança tecnológica do

setor FV ao investir em tecnologias de alta performance e na sua integração no sistema energético, e

procurar baixar o LCOE de forma rápida e sustentável. Os objetivos a atingir são os seguintes,

segundo [29]:


22

Aumento da eficiência das tecnologias maduras bem como em fase de desenvolvimento em

20% em 2020 e 35% em 2030, a partir dos níveis registados em 2015.

Redução dos custos das tecnologias chaves em pelo menos 20% até 2020 e 50% em 2030 a

partir dos níveis de 2015 e criar condições de fabrico em larga escala das tecnologias mais

eficientes.

Aumento do tempo de vida útil dos módulos solares para 30 anos em 2030 e 35 anos em

2025 e minimizar o impacto ambiental ao longo da cadeia de valor da indústria.

Aumentar a integração de módulos solares na construção de edifícios (Building-Integrated

PV).

Aumentar a capacidade de produção de larga escala para pelo menos 20 m2 por minuto em

2020 e desenvolver módulos e sistemas que permitam uma instalação rápida e automática,

de modo a reduzir custos nesta vertente até 2020.

2.5. O Sistema Elétrico Nacional2

De acordo com a Lei Base da Eletricidade (LBE), o SEN divide-se em seis grandes áreas:

Produção, Transmissão, Distribuição, Comercialização, Operação do Mercado Elétrico e Operações

Logísticas facilitadoras da transferência entre comercializadores pelos consumidores. Salvo algumas

exceções, cada uma destas áreas é operada independentemente, quer do ponto de vista legal,

organizacional ou decisório.

As atividades do setor elétrico devem ser desenvolvidas de acordo com princípios de

racionalidade e eficiência na utilização de recursos ao longo de toda a cadeia de valor (i.e., desde a

produção até ao consumo final de eletricidade) e de acordo com os princípios de concorrência e

sustentabilidade ambiental, com o objetivo de aumentar a concorrência e eficiência no SEN, sem

prejuízo das obrigações de serviço público.

Produção

A produção de eletricidade está sujeita a licenciamento e é desenvolvida num contexto de

concorrência. A produção de eletricidade divide-se em dois regimes: regime ordinário e regime

especial. O regime especial corresponde à produção de eletricidade a partir de fontes endógenas e

renováveis (exceto grandes centrais hidroelétricas). A produção em regime especial está sujeita a

diferentes requisitos de licenciamento e beneficia de tarifas especiais. O comercializador de último

recurso, atualmente a EDP Serviço Universal, está obrigado a comprar a energia produzida sob o

regime especial Português. O regime ordinário abrange todas as outras fontes, incluindo as grandes

centrais hidroelétricas.

Transmissão

A atividade de transmissão de eletricidade é desenvolvida pela Rede Nacional de Transporte

(RNT), ao abrigo de uma concessão exclusiva atribuída pelo Estado Português. Atualmente, a

2 Fonte: EDP (exceto figura 17 e quando indicado em contrário)


23

concessão exclusiva do transporte de eletricidade está concedida à REN - Rede Elétrica Nacional,

S.A., de acordo com o artigo nº 69 do Decreto-Lei 29/2006, e no seguimento da atribuição de

concessão à REN Rede Elétrica constante do artigo nº 64 do Decreto-Lei 182/95, de 27 de Julho. No

âmbito da concessão, a REN é responsável pelo planeamento, implementação e operação da rede

nacional de transmissão, da infraestrutura associada e de todas as interconexões e outras facilidades

necessárias à operação da rede nacional de transporte. A concessão também prevê que a REN

coordene as infraestruturas do SEN para garantir a operação integrada e eficiente do sistema e, bem

assim, a continuidade e segurança do abastecimento de eletricidade.

Distribuição

A distribuição de eletricidade no âmbito da LBE tem por base a rede nacional de distribuição

(RND), que consiste na rede de média e alta tensão, e ainda as redes de distribuição de baixa

tensão.

A RND é operada através de uma concessão exclusiva atribuída pelo Estado Português. Esta

concessão exclusiva do direito de operar a RND está atribuída à subsidiária do grupo EDP, EDP

Distribuição, conforme o artigo nº 70 do Decreto-Lei 29/2006, em resultado da conversão da licença

detida pela EDP Distribuição ao abrigo da Antiga Lei Base de Eletricidade. Os termos da concessão

estão estabelecidos nos Decreto-Lei 172/2006.

Comercialização de Eletricidade

A comercialização de eletricidade está aberta à concorrência, sujeita apenas a um regime de

licenciamento. Os comercializadores podem comprar e vender eletricidade livremente. Neste sentido,

têm o direito de aceder às redes de transmissão e distribuição mediante o pagamento de tarifas de

acesso fixadas pela ERSE.

Em condições de mercado, os consumidores são livres de escolher o seu fornecedor, sem

qualquer encargo adicional com a mudança de comercializador. Uma nova entidade, cuja atividade

será regulada pela ERSE, deverá ser criada para supervisionar as operações logísticas facilitadoras

da mudança de fornecedor por parte dos consumidores.

A Nova Lei Base de Eletricidade enumera certas obrigações de serviço público para os

comercializadores, com vista a assegurar a qualidade e continuidade do fornecimento, bem como a

proteção do consumidor no que respeita preços, tarifas de acesso e acesso a informação em termos

simples e compreensíveis.

Operação do Mercado

Os mercados de eletricidade organizados em Portugal deverão ser integrados em outros

mercados de eletricidade organizados estabelecidos entre Portugal e qualquer Estado membro da

EU. Os produtores de eletricidade a operar em regime ordinário e os comercializadores, entre outros,

podem tornar-se membros desse mercado.


24

O mercado organizado corresponde a um sistema com diferentes métodos de contratação que

proporcionam o encontro de oferta e procura, compreendendo os mercados a prazo, diário (inclui a

maior de transações de energia com entrega no dia seguinte à data do contrato e com liquidação

física obrigatória) e intra-diário (transações com liquidação física obrigatória).

Desde 1 de Julho de 2007 o Mercado Ibérico de Eletricidade (MIBEL) está totalmente

operacional, com transações diárias tanto em Portugal como em Espanha, incluindo o mercado a

prazo, já em funcionamento desde Julho de 2006.O MIBEL tem atualmente dois operadores de

Mercado:

o OMEL, o operador do Mercado espanhol, que gere as transações à vista;

o OMIP, atualmente operado por Portugal, gere as transações a prazo do MIBEL.

Conforme acordado em 1 de Outubro de 2004 pelos governos Português e Espanhol, está

prevista a fusão do OMEL e OMIP num único operador de mercado, o OMI. Os mercados de

eletricidade não organizados consistem em contraltos bilaterais entre entidades do MIBEL, liquidados

com entrega física ou por diferença, estando sujeitos a aprovação pela ERSE, em Portugal.

Operações Logísticas na Mudança de Comercializador

Em condições de Mercado, os consumidores são livres de escolher o seu

fornecedor/comercializador de eletricidade, estando isentos de qualquer custo quando mudem de

fornecedor. No sentido de gerir o processo de mudança de comercializador, o qual implicará a gestão

de leitura de eletricidade e de contador, será criada uma entidade, o Operador Logístico de Mudança

de Comercializador (OLMC). Esta entidade deverá ser independente das restantes entidades do

SEN, tanto do ponto de vista legal, organizacional como decisório.

A transmissão, distribuição e comercialização de último recurso, bem como a logística e os

termos aplicáveis às operações de mudança de comercializador e a gestão dos mercados

organizados estão sujeitas à regulação da ERSE. A legislação aplicável a esta atividade não foi ainda

desenvolvida. Contudo, até à criação da OLMC, a ERSE determinou que a gestão da logística para

mudar de comercializador deverá ser conduzida pelo operador da rede de distribuição de média e alta

tensão, atualmente a EDP Distribuição.

2.5.1. O Operador da Rede de Distribuição

Um aspeto importante no modelo de negócio do ORD é o fato de ter os seus lucros ou receitas

regulados. O ORD é um exemplo clássico de um monopólio natural, uma estrutura de mercado onde

a existência de competição pode levar à criação de um mercado ineficiente. Um monopólio natural

geralmente surge num mercado onde existam custos fixos elevados e custos marginais diminutos.

Uma das soluções encontradas para evitar um mercado ineficiente, foi a da regulação do Estado

(através do regulador) de forma a ditar as regras de acesso à rede bem como a regulação dos preços

praticados, proveitos permitidos e qualidade do serviço [32].


25

Figura 17: Modelo de Negócio do ORD. Fonte: [33]

As despesas do ORD estão divididas em duas categorias distintas: (i) despesas de capital e (ii)

despesas operacionais. As despesas de capital incluem investimentos em equipamento necessário

ao funcionamento da rede de distribuição, como por exemplo transformadores e cabos. Estão

também incluídos nesta categoria os custos da depreciação do equipamento bem como o pagamento

da divida referente ao investimento feito. As despesas operacionais incluem: custos do uso da rede

de transporte, custos das perdas de distribuição, serviços ancilares e custos provenientes da

operação e manutenção da rede.

As despesas de uso de rede relacionam-se com o uso do sistema elétrico por parte dos

consumidores finais ligados à rede de distribuição. Os clientes ligados à BT são parcialmente

responsáveis pelos custos de utilização da rede de transporte. Assim, se o operador da rede de

transporte aumentar a parcela que cobra ao ORD pelo uso da rede de transporte, este custo será

refletido na fatura dos clientes finais da RD em igual proporção. Neste caso, o ORD serve meramente

como “agente administrativo” responsável por transmitir os custos de uso da rede de transporte [33].

As despesas devido a perdas na RD são da total responsabilidade do ORD. No caso Português, a

ERSE estabelece um coeficiente de perdas que recompensa (ou penaliza) o ORD no caso do nível

real de perdas registado seja melhor (ou pior) do que o calculado pelo coeficiente do regulador. A

última categoria de despesas provém da operação e manutenção da rede de distribuição e está

diretamente relacionada com a idade, tamanho e estrutura da rede.

Com a abordagem tradicional do operador de rede, i.e. operação passiva da rede de distribuição

(RD) é necessário um maior grau de investimento na rede. Se, por outro lado for adotada uma gestão

ativa da RD, a quantidade de GD que a rede poderá acomodar com o mesmo grau de investimentos

será maior. De acordo com [34] a GD influencia os custos do operador da RD de três formas distintas:

Custos de reforço da rede: os custos incrementais relacionados com os reforços na rede

necessários à acomodação da capacidade adicional que provém da GD. No caso de haver maior

concentração numa rede local (rural ou urbana) estes custos irão aumentar. Se, no entanto for

aplicado, uma gestão da rede ativa (vs. gestão passiva), os custos de reforço da rede serão menores

do que com uma gestão passiva da rede.


26

Perdas de energia: com uma baixa taxa de penetração de GD na rede, as perdas decrescem

e os custos para as compensar também. Para taxas de penetração altas verifica-se um aumento das

perdas e, consequentemente, um aumento nos custos para o operador. Com uma gestão ativa da

rede os custos para acomodar as perdas serão maiores.

Substituição de capacidade: A GD pode implicar um menor fluxo de eletricidade dos níveis

mais altos de tensão para os mais baixos, adiando desta maneira a necessidade de reforço do

sistema devido ao aumento da capacidade instalada e/ou na substituição de equipamento.

Quando parte da carga da RD consegue ser fornecida pelas adições em FV (ou GD) o ORD

pode adiar os investimentos em subestações e transformadores que ligam a RD à RT, mesmo que

haja um aumento no consumo registado. No entanto, se a penetração (e concentração) aumentar a

um nível que a produção de eletricidade ultrapassa o consumo instantâneo, são necessários

aumentos substanciais para reforçar a rede nos instantes do pico de produção.

As novas instalações de FV poderão estar mais próximas dos locais de maior consumo, o que

diminui as perdas de rede, evitando a utilização de níveis de tensão mais elevados e/ou da rede de

transporte. Por outro lado, se o nível de penetração (e concentração) for elevado, as perdas poderão

aumentar devido a fluxos invertidos nas subestações da RD [33].

2.6. Regulação Económica

O setor elétrico foi historicamente organizado em monopólio. No entanto, o processo de

reestruturação permitiu a criação de mecanismos competitivos no relacionamento entre entidades

produtoras e entidades comercializadoras, e entre entidades comercializadoras e clientes finais [35].

Com estas reformas, pretendeu-se que estes segmentos passassem a funcionar com uma estrutura

concorrencial. No entanto, a natureza do setor não permite que essa filosofia seja aplicada à

totalidade da cadeia de valor, nomeadamente ao transporte e à distribuição. Estas atividades são

exercidas em regime de monopólio por razões relacionadas, sobretudo, com a inviabilidade

económica da multiplicação de redes elétricas numa mesma área geográfica e com a possibilidade de

se obter economias de escala que, em ambiente concorrencial, não seriam atingidas [36]. Sendo

assim, não há condições para que o mercado esteja presente nestas atividades, não existindo

portanto, concorrência [35]. Desta impossibilidade de dissolução da natureza monopolista das redes,

surge a necessidade de regulação.

2.6.1. Estruturas de Mercado

Concorrência perfeita

A concorrência perfeita verifica-se sempre que nenhum produtor pode influenciar o preço de

mercado. Cada produtor comporta-se como um price taker, no sentido de que deve vender ao nível

do preço que se regista no mercado [37] (A curva da procura da empresa é uma linha reta horizontal).

As principais caraterísticas deste tipo de mercado são [36]:


27

O produto é homogéneo, indiferenciado, sendo perfeitamente indiferente para o consumidor

que tenha sido produzido pela empresa A ou B.

Há informação perfeita, quer do lado da oferta quer do lado da procura.

Não existem barreiras de entrada ou saída do mercado, isto é, havendo uma variação da

procura, dá-se uma variação proporcional da oferta otimizada pela entrada ou saída de

produtores.

Figura 18: Mercado em Concorrência Perfeita [36]

A quantidade comercializada de certo produto (𝑄1 ou 𝑄2) e o preço que é praticado no mercado

(𝑃1 ou 𝑃2), são determinados pela interceção entre a curva que representa a oferta (𝑆) e a curva que

representa a procura (𝐷1 ou 𝐷2). Este modelo está representado na figura 18. As curvas 𝐷1 e 𝐷2,

representam duas situações diferentes de procura, que interagem com um mesmo mercado de oferta.

Conjuntamente com a curva que representa a oferta, verificamos que um aumento da procura resulta

num aumento da quantidade comercializada Q mas também do preço P. Este ajuste é justificado

através da estrutura de custos das empresas.

O fabrico de um produto envolve, tipicamente, dois tipos de custos: custos fixos e custos

variáveis. Os custos fixos representam as despesas que a empresa tem que suportar, mesmo que a

sua produção seja nula [37]. Tipicamente, estas obrigações de curto prazo decorrem de salários dos

trabalhadores, rendas imobiliárias, custos de manutenção, etc. O custo variável, por definição, é nulo

quando a quantidade produzida é igual a zero. Estes custos são associados por exemplo às matérias-

primas utilizadas no fabrico dum certo produto. A soma dos dois tipos de custos equivale aos custos

totais suportados pela empresa.

Figura 19: Estrutura Típica dos Custos Variáveis. Fonte: [38]


28

Os custos variáveis médios (custos variáveis divididos pela quantidade produzida Q) seguem,

tipicamente, uma curva da forma representada na figura 19. Ao analisarmos esta curva podemos

observar que existe um ponto ótimo onde o custo médio será mínimo. Numa situação de concorrência

perfeita, esse será o ponto de funcionamento ideal, pois é o que lhe permite obter um menor custo de

produção por unidade, maximizando o lucro obtido pela empresa relativamente ao preço do mercado.

Concorrência Imperfeita

O modelo concorrencial não permite representar fielmente muitas das realidades das indústrias

modernas. De um modo geral, o mundo real insere-se no domínio da “concorrência imperfeita”; nele

não existe nem concorrência perfeita nem monopólio perfeito [37].

A concorrência imperfeita verifica-se, numa atividade (ou grupo de atividades), sempre que os

vendedores individuais enfrentam curvas da procura não horizontais, detendo, portanto, um certo

grau de domínio sobre o preço. Fundamentalmente, a concorrência imperfeita verifica-se quando o

produto de uma atividade é fornecido por um pequeno grupo de empresas porque as duas fontes de

imperfeição dos mercados são as condições de custo e as barreiras à concorrência [37].

Quando, por exemplo, se verificam economias de escala associadas à grande dimensão, as

maiores empresas podem, simplesmente, produzir com custos inferiores e, consequentemente

vender mais barato que os seus concorrentes, de modo que estes fiquem sem possibilidade de

sobrevivência. Assim, sempre que se verificam economias de escala significativas, tem-se

necessariamente poucos produtores [38]. Existem três configurações diferentes de concorrência

imperfeita, segundo [37]. Para o presente estudo apenas nos interessa abordar teoricamente o caso

do monopólio.

Monopólio

Este tipo de mercado carateriza-se por existir apenas um fornecedor para todos os

consumidores. Nestas condições [37]:

A única empresa existente é o price maker, ou seja esta empresa controla totalmente o

mercado através da quantidade produzida (output).

Existem muitos compradores de pequena dimensão, que são os price takers.

A entrada no mercado de concorrentes está impossibilitada por barreiras técnicas (ex.:

patentes), económicas (ex.: inviabilidade económica da multiplicação de redes elétricas numa

mesma área geográfica) ou políticas (ex.: governo proíbe a iniciativa privada numa dada área).

Existem elevadas economias de escala.

Existe nesta estrutura de mercado uma situação de desequilíbrio económico, na medida em que

os compradores do produto (ou serviço) estão sujeitos à imposição do preço e da quantidade

determinada pelo único fornecedor do mercado. No entanto, existe um tipo de monopólio, os

chamados monopólios naturais, cuja existência pode de fato trazer vantagens à sociedade como um

todo. Os monopólios naturais são caraterizados pela existência de economias de escala até volumes

de produção tais que, a única solução economicamente viável para o funcionamento do mercado é a

existência de um único fornecedor.


29

Os monopólios naturais encontram-se principalmente em setores que envolvem grandes redes

de infraestruturas tais como os transportes, as telecomunicações o fornecimento de gás, água e

eletricidade [36].

2.6.2. Regulação de Monopólios Naturais

Este tipo de configuração de mercado é considerado pelos economistas como uma falha no

normal funcionamento do mercado, na medida em que se afasta do modelo competitivo. No caso do

monopólio natural ser privado, o Estado deve corrigir os defeitos do mercado ao criar um regulador

económico. No setor energético em Portugal, esse papel é desempenhado pela ERSE. De acordo

com [37] a atividade de regulação incide sobre duas grandes áreas:

Áreas de um setor económico onde, por diversas razões, a competição não existe ou onde

não é possível estabelecerem mecanismos de mercado. Nesta situação, as áreas de atividade

são exploradas em regime de monopólio em relação aos quais deverão ser especificadas regras

claras para o exercício da sua atividade.

Áreas de um setor em que a competição é possível mas que, por diversas razões é exercida

de uma forma imperfeita. A este nível verifica-se que, numa situação de competição perfeita, o

mercado encarregar-se-ia de alocar os recursos disponíveis de forma eficiente, pelo que a

regulação seria dispensável. No entanto, os mercados de eletricidade revelam-se, em geral,

imperfeitos devido a, por exemplo:

o Excessiva concentração de meios de produção em algumas empresas;

o Assimetria da informação disponível em diversas entidades;

o Não completa separação das diversas áreas de atividade com a consequente

possibilidade de existência de mecanismos de subsidiação cruzada entre diversas delas;

o Necessidade de sujeitar os resultados do despacho às leis de Kirchoff;

o Dificuldade de armazenar grandes quantidades de energia para utilização quando os

consumos forem mais elevados.

O papel da regulação consiste portanto em estabelecer regras para o exercício destas

atividades, tentando forçar o mercado à eficiência máxima na alocação dos recursos disponíveis.

2.7. Estratégias de Regulação3

Seja qual for a estratégia de regulação escolhida, é necessário o regulador inventariar os custos

associados às atividades que pretende remunerar. Em Portugal continental as atividades reguladas e

os custos em que estas incorrem são:

REN Trading, SA: Compra e venda de Energia Elétrica do Agente Comercial

3 Fonte: [37] e [39]


30

o Diferença entre os custos com a aquisição de energia às centrais com contratos de

aquisição de energia e os proveitos com a venda desta energia no mercado.

REN, SA (Operador da Rede de Transporte):

o Gestão global do Sistema e Transporte de Energia Elétrica.

Custos com gestão do sistema;

Sobrecusto com a convergência tarifária das Regiões Autónomas;

Sobrecusto do Agente Comercial;

Custos do Plano de Promoção da Eficiência no Consumo;

Orçamentos da ERSE, Autoridade da Concorrência, OMIP e OMIClear;

Custos com o mecanismo de garantia de potência.

o Transporte de Energia Elétrica

Custos de exploração e de investimento;

Custos associados à captação e gestão de subsídios comunitários

Proveitos associados ao mecanismo de gestão conjunta da interligação Portugal-

Espanha

Custos com a limpeza de florestas.

EDP Distribuição, SA:

o Distribuição de Energia Elétrica

Custos de exploração e investimento

Rendas de concessão.

o Compra e Venda do Acesso À Rede de Transporte.

Custos com o pagamento da UGS ao ORT;

Diferencial de custos com aquisição de energia PRE

Custos para manutenção do equilíbrio contratual (CMEC);

Rendas dos défices tarifários;

Diferencial positivo ou negativo na atividade de Comercialização devido à extinção das

tarifas reguladas de venda a clientes finais;

Proveito excessivo pela aplicação da tarifa transitória.

Estes custos são refletidos nas diversas tarifas aplicadas através das variáveis de faturação.

Estas tarifas, bem como os custos associados às atividades acima descritas, são verificados

anualmente pela ERSE. No entanto, determinados parâmetros, por razões relacionadas com a

estabilidade tarifária ou com os estudos necessários para os determinar, são definidos para períodos

regulatórios de três anos.

Existem diferentes estratégias de regulação que são aplicadas às atividades do setor elétrico

portuguesas. Na atividade de transporte da energia elétrica está implementado um modelo de

regulação de custos aceites que assenta num sistema de incentivos. No modelo adotado, o ORT

identifica os custos suportados no âmbito da atividade regulada. Se estes custos forem aceites pela

ERSE, serão recuperados pelas tarifas, acrescidos de uma taxa de remuneração definida pelo

regulador. Este mecanismo de regulação incentiva o investimento em novos ativos, não promovendo


31

a manutenção de ativos totalmente depreciados em exploração. O objetivo é conduzir o ORT a um

melhor desempenho, dando-lhe mais liberdade e maior responsabilidade de atuação.

Na atividade de distribuição de energia elétrica o regulador aplicou um modelo de regulação do

tipo price cap aplicado ao OPEX e de custos aceites ao nível do CAPEX. O modelo de price cap

consiste na definição de um preço máximo para o serviço fornecido bem como os parâmetros

segundo os quais esse preço irá evoluir ao longo de um período regulatório.

O modelo de regulação price cap requer que sejam realizadas, de forma detalhada, avaliações

da situação da empresa no ano que antecede o início de cada período regulatório, para que os

fatores possam refletir exigência na evolução dos preços mas também pragmatismo quanto à

evolução da situação da empresa. As análises às empresas e atividades reguladas podem ainda

envolver a realização de comparações com outras companhias. A fixação externa dos preços

incentiva a empresa a obter ganhos de eficiência, pois uma diminuição dos custos representa lucro.

Esses ganhos irão posteriormente beneficiar os clientes finais porque a qualidade de serviço é

garantida por regulação própria, independentemente dos preços.

2.8. Estrutura Tarifária do Sistema Elétrico

Português4

O período regulatório no qual este trabalho se insere é caraterizado pelo processo de integração

de mercados, através da extinção das tarifas reguladas do Comercializador de Último Recurso

(CUR), bem como o acentuado crescimento da geração a partir de fontes renováveis, caraterizadas

pela variabilidade e caráter sazonal.

O sistema tarifário é aditivo, na medida em que, quer as tarifas de Acesso às Redes quer as

tarifas de Venda a Clientes Finais, são dadas pela soma das tarifas correspondentes a cada uma das

atividades, já que a cada atividade da cadeia de valor está associada uma tarifa.

As tarifas de acesso às redes, aprovadas pela ERSE e pagas por todos os consumidores de

energia elétrica, incluem as tarifas de Uso Global do Sistema, de Uso da Rede de Transporte e de

Uso da Rede de Distribuição. Os clientes que escolherem o seu comercializador mercado livre pagam

as tarifas de acesso às redes e negoceiam livremente os preços de fornecimento de Energia e de

Comercialização com o seu comercializador.

4 Fonte: [39]


32

Figura 20: Aditividade Tarifária e Tarifas de Acesso. Fonte: [39]

As tarifas de Venda a Clientes Finais aplicadas pelo Comercializador de Último Recurso aos

seus clientes são calculadas a partir das tarifas por atividade incluídas no Acesso às Redes,

adicionadas das tarifas reguladas de Energia e de Comercialização. O quadro abaixo descreve o

regime transitório estabelecido após a extinção das tarifas reguladas de Venda a Clientes Finais, em

que é imposta aos clientes em BTN que assim o preferiram até 31 de Dezembro de 2015.

Figura 21: Aditividade Tarifária, Tarifas de Venda a Clientes Finais. Fonte: [39]

Para garantir a transmissão dos sinais económicos adequados a uma utilização eficiente do

sistema elétrico, as variáveis de faturação devem ser as mais adequadas para traduzir os custos

efetivamente causados. Os preços destas variáveis de faturação são determinados de forma a

aderirem à estrutura dos custos marginais/incrementais de fornecimento de energia elétrica, de modo

a incentivar uma utilização eficiente da energia e dos recursos do sistema elétrico.

Uma vez definidas as variáveis físicas e as respetivas regras de medição para a faturação de

cada serviço regulado, devem ser determinados os custos marginais/incrementais associados a cada

uma delas. O custo marginal associado a cada uma das variáveis físicas consideradas corresponde

ao custo da prestação de uma unidade adicional dessa variável. Este custo marginal pode ter uma

discriminação temporal e também espacial, ou seja, pode depender do momento no tempo e da

localização geográfica do consumo. Para a determinação de cada um destes custos para cada uma

das atividades, diversas metodologias podem ser adotadas.


33

2.8.1. Variáveis de Faturação do Regulamento Tarifário

Potência contratada: Procura transmitir os custos associados aos troços das redes próximos

dos pontos de entrega, na medida em que o dimensionamento dos troços periféricos é

condicionado pelo comportamento de um pequeno número de clientes.

Potência média em horas de ponta: Procura transmitir os custos dos troços mais centrais das

redes, utilizados por um grande número de clientes. Devido à reduzida sincronização das

ocorrências dos picos de 15 minutos de cada cliente, podemos admitir que o comportamento

individual de cada cliente apenas condiciona o dimensionamento destes troços

proporcionalmente à sua potência média, num período de tempo coincidente com a ponta

agregada da rede e não através da sua potência anual ou mesmo mensal.

Energia reativa: Deve ser utilizada no uso das redes nos períodos de fora do vazio os preços

da energia indutiva, na medida em que a sua compensação possibilita a redução dos custos do

sistema elétrico por minimizar as perdas de energia nos troços periféricos da rede. O preço de

energia reativa capacitiva nas horas de vazio destina-se a evitar a existência de sobretensões,

incentivando-se os consumidores a desligar os seus sistemas de compensação a par com os

seus sistemas produtivos.

Preços de energia ativa: Destinam-se a transmitir aos consumidores o sinal económico

associados aos investimentos efetuados nas redes e justificados pela redução de perdas de

energia atuais e futuras.

2.8.2. Tarifa de Energia

A tarifa de energia é aplicada aos fornecimentos de energia ativa dos CUR de modo a recuperar

os custos da atividade de Compra e Venda de Energia Elétrica.

A figura 22 apresenta a formação de preço no mercado diário do tipo marginalista dependente

dos custos variáveis da tecnologia marginal que é utilizada para satisfazer a procura em cada hora.

Os blocos de potência de venda de energia por parte dos diversos geradores, dependentes dos

custos variáveis de cada tecnologia, são ordenados por ordem crescente de preços. Os blocos de

potência de compra por parte dos comercializadores ou clientes (agentes de mercado) são ordenados

por ordem decrescente de preço. A procura a satisfazer coincidente com a oferta a despachar é

encontrada no ponto de intersecção das duas curvas, definindo-se o preço marginal a pagar por

todos os comercializadores/clientes e a receber por todos os geradores.

A estrutura de custos marginais, o escalamento para cada nível de tensão de acordo com fatores

de perdas e a discriminação por períodos horários e trimestrais definem os preços finais da tarifa de

energia.


34

Figura 22: Estrutura de Preços Marginais. Fonte: [40]

2.8.3. Tarifa de Uso da Rede de Transporte

A tarifa de uso da rede de transporte (URT) é aplicada pelo operador da rede de transporte

(ORT) aos produtores em regime ordinário (PRO) e aos produtores em regime especial (PRE) pela

entrada na rede nacional de transporte (RNT) e na rede nacional de distribuição (RND), e ao

operador da rede de distribuição em média tensão (MT) e em alta tensão (AT) pelas entregas da RNT,

que devem proporcionar os proveitos permitidos da atividade de Transporte de Energia Elétrica ao

ORT em Portugal continental.

Esta tarifa visa transmitir aos consumidores o sinal económico associado aos investimentos

efetuados nas redes, justificados pela redução de perdas atuais e futuras. A tarifa URT é composta a

partir das seguintes variáveis de faturação:

Preços de energia

Preços de potência contratada e de potência em horas de ponta

Preços de energia reativa.

Os preços dos termos de energia das tarifas de URT são obtidos multiplicando os preços

marginais de energia considerados na tarifa de Energia, por período horário, pelos respetivos fatores

de ajustamento para perdas na rede de transporte.

2.8.4. Tarifa de Uso Global do Sistema

A tarifa de Uso Global do Sistema a aplicar ao operador de rede de distribuição em MT e AT,

deve proporcionar à entidade concessionária da RNT os proveitos permitidos da atividade de Compra

e Venda do agente comercial e da atividade de Gestão Global do Sistema do ORT. Esta tarifa,

também aplicada às entregas do ORD, deve recuperar os proveitos deste, relativos à Compra e

Venda de Energia Elétrica do agente comercial, à Gestão Global do Sistema, ao diferencial de custo

com a aquisição de energia elétrica a produtores em regime especial, aos custos para a manutenção

do equilíbrio contratual e aos défices tarifários. Esta tarifa é fundamentalmente constituída por custos


35

de política energética e de interesse económico geral (CIEG), não sendo por consequência a sua

estrutura orientada por custos marginais (ou incrementais).

Esta tarifa é formada por duas parcelas: a primeiro permite recuperar os custos de gestão do

sistema (parcela I) e a outra permite recuperar os custos decorrentes de medidas de política

energética, ambiental ou de interesse económico geral e os custos para a manutenção do equilíbrio

contratual dos produtores com contratos de aquisição de energia (parcela II). A tarifa é composta

pelos seguintes preços:

Preços de energia ativa da parcela I, definidos em €/kWh

Preços de potência contratada da parcela II, definidos em €/kW/mês

Preços de energia ativa da parcela II, definidos em €/kWh

Os preços de energia ativa desta tarifa são referidos à saída da RNT, apresentam diferenciação

por nível de tensão e tipo de fornecimento (potência contratada em BTN) e são discriminados por

período tarifário.

2.8.5. Tarifa de Uso da Rede de Distribuição

As tarifas de Uso da Rede de Distribuição (URD) aplicáveis às entregas do ORD devem

proporcionar os proveitos permitidos da atividade de Distribuição de Energia Elétrica. Existem três

tarifas de URD: i) tarifa de URD em AT; ii) tarifa de URD em MT; iii) tarifa de URD em BT. A legislação

consagra também o princípio da uniformidade tarifária a nível nacional, pelo que a tarifa de URD é

igual para todos os clientes de Portugal continental independentemente do ponto do seu consumo. A

tarifa URD é composta pelos seguintes preços:

Preço de potência contratada, definido em €/kW/mês

Preço de potência em horas de ponta, definido em €/kW/mês

Preço de energia ativa, definido em €/kWh

Preço de energia reativa (indutiva e capacitiva), definido em €/kvarh

Os custos associados aos troços das redes próximos dos pontos de entrega devem ser

recuperados pela potência contratada porque o dimensionamento destes troços é condicionado pelo

comportamento de um número diminuto de clientes. Os custos dos troços mais centrais das redes

devem ser recuperados pela potência média em horas de ponta. Com efeito, os troços centrais são

utilizados por um grande número de clientes e, devido à reduzida sincronização das ocorrências dos

picos pode-se admitir que o comportamento individual de um cliente apenas condiciona o

dimensionamento destes troços de forma proporcional à sua potência média num período de tempo

coincidente com a ponta agregada da rede e não através da sua potência de pico anual ou mesmo

mensal.

A energia reativa indutiva é uma variável que deve ser utilizada na faturação do uso das redes

nos períodos de fora de vazio, na medida em que a sua compensação possibilita a diminuição dos

custos globais do sistema elétrico. A compensação da energia reativa capacitiva pode ser desejável


36

nos períodos de vazio, na medida em que possa conduzir à existência de sobretensões nos pontos

de entrega. A energia ativa entregue em cada período horário origina nas redes de distribuição um

conjunto de perdas, diferencias quer em nível quer em custo. A adoção de preços de energia nas

tarifas de uso das redes permite transmitir aos utilizadores o custo dos investimentos efetuados pelos

operadores de redes e justificados pela redução de perdas de energia

2.8.6. Tarifa de Comercialização

As tarifas de Comercialização a aplicar aos fornecimentos a clientes dos comercializadores de

último recurso devem proporcionar os proveitos a recuperar na atividade de Comercialização. As

tarifas de Comercialização são diferenciadas por nível de tensão e por tipo de fornecimento em BT,

sendo definidas três tarifas: i) tarifa de Comercialização em AT e MT; ii) tarifa de Comercialização em

BTE; iii) tarifa de Comercialização em BTN. Os preços de energia ativa não são discriminados por

período tarifário. As tarifas de Comercialização são compostas pelos seguintes preços.

Termo tarifário fixo, definido em €/mês

Preços de energia ativa, definidos em €/kWh

2.8.7. Custos Incrementais

O Regulamento Tarifário estabelece que a estrutura das tarifas deve ser aderente à estrutura dos

custos incrementais ou marginais. O custo marginal é o custo associado a cada uma das variáveis

físicas consideradas no cálculo das tarifas e corresponde ao custo da prestação de uma unidade

adicional dessa variável. Este custo marginal pode ter uma variável temporal e/ou uma espacial. Daí

que, ao calcular-se os custos através duma relação de dois acréscimos, e não através da derivada da

grandeza do custo total, passa-se a designar os custos por “custos incrementais”. Os custos

incrementais médios são também calculados através duma metodologia de longo prazo.

Tendo em conta que o conceito de custo incremental se enquadra no conceito de custo marginal

e dado que a teoria económica defende que um preço que iguale o custo marginal gera eficiência

económica, então também os custos incrementais geram eficiência económica. Adicionalmente,

ultrapassa-se o maior problema da utilização do custo marginal, que é a análise de uma variação

unitária na produção. Os preços de potência contratada em horas de ponta baseiam-se nos custos

incrementais da potência contratada em horas de ponta na rede de distribuição e de transporte. São

calculados custos incrementais em AT, MT e BT. Para se calcular os custos incrementais a aplicar nas

tarifas há que ter em conta os investimentos efetuados nas redes de transporte e distribuição.

Custos incrementais de potência contratada são calculados a partir do quociente entre o valor

atualizado dos investimentos em troços de rede periféricos, incluindo os respetivos custos de

operação e manutenção, e o valor do acréscimo de potência contratada no mesmo período

(pressupõe-se que os acréscimos de procura estão na origem e justificam a necessidade destes

investimentos). Já os custos incrementais de potência em horas de ponta são calculados a partir do

quociente entre o valor atualizado dos investimentos em troços de rede de uso comum, incluindo os


37

respetivos custos de operação e manutenção, pelo valor atualizado do acréscimo de procura em

horas de ponta no mesmo período. Formalmente a seguinte fórmula é aplicada:

𝐶𝑖𝑛𝑐𝑗 𝑃𝑖 =

∑∆𝐼𝑗,𝑖

(1+𝑑)𝑡𝑡=𝐻−𝐿𝑡=−𝐿

∑∆𝑃𝑗,𝑖

(1+𝑑)𝑡𝑡=𝐻𝑡=0

(2)

𝐶𝑖𝑛𝑐𝑗 𝑃𝑖, Custo incremental médio de longo prazo e potência i da rede j

∆𝐼𝑗,𝑖 Investimento anualizado e acréscimo de OPEX para satisfazer a procura

∆𝑃𝑗,𝑖, Acréscimo de potência i da rede j

d, Taxa de atualização

H, Número de anos considerados

L, Desfasamento entre o investimento e o acréscimo da procura

i, Potência em horas de ponta ou potência contratada

j, Rede de AT, de MT ou de BT

Os custos incrementais podem não permitir a obtenção dos proveitos da atividade de distribuição

de energia elétrica. A existência de economias de escala nos investimentos e o caráter

necessariamente descontínuo destes mesmos investimentos, associados a possíveis ineficiências

nos custos de operação e de investimento, podem justificar a diferença entre o nível de custos

eficiente e os custos médios. Quando os custos incrementais não permitem obter os proveitos

permitidos, devem ser aplicados fatores multiplicativos ou aditivos de forma a proporcionar os

proveitos permitidos. Esta condição salvaguarda a utilização eficiente das redes de distribuição de

energia porque responsabiliza os utilizadores pelos encargos que provocam na rede.

O capital necessário ao investimento nas redes e a partir do qual são calculados os custos

incrementais de um período tarifário, provém tanto do operador como de comparticipações, divididas

nas seguintes categorias: comparticipações em espécie, comparticipações financeiras de clientes e

comparticipações de fundos comunitários. As comparticipações em espécie compreendem os

investimentos que são efetuados por consumidores ou outras entidades e que depois são transferidos

para o ativo do operador. As comparticipações de clientes são investimentos que resultam de pedidos

de novas ligações à rede ou de reforços da rede fruto desses pedidos que são pagos diretamente

pelos requisitantes. Para o cálculo dos custos incrementais da URD em BT, as comparticipações em

espécie contabilizaram cerca de 34,5% do capital, as comparticipações financeiras cerca de 53,4%,

as comparticipações dos fundos cerca de 4,9% e o restante disponibilizado pelo ORD. Para o cálculo

dos custos incrementais é considerado pela ERSE que o mais relevante não é quem pagou o

investimento, mas sim os investimentos são em troços de uso partilhado por um conjunto de clientes

ou em troços de uso exclusivo de determinado cliente. Como tal, para o cálculo do custo incremental

não são incluídas no investimento a totalidade das comparticipações, mas apenas as relativas a

investimentos em troços de uso partilhado.


38

Os investimentos em troços comuns são condicionados pelos acréscimos de potência em horas

de ponta, enquanto os investimentos em troços periféricos são condicionados pelos acréscimos de

potência contratada na rede.


39

3. Metodologia

Neste capítulo são descritos os dados e a metodologia utilizados neste trabalho de tese. Foram

realizadas duas análises distintas com objetivos distintos. Em primeiro lugar avaliou-se a viabilidade

financeira de um investimento em tecnologia FV para autoconsumo. Esta análise é importante na

medida em que permite verificar se as condições de mercado atuais em Portugal continental são

favoráveis a este tipo de solução bem como proceder à avaliação dos parâmetros que influenciam a

os fatores económicos e financeiros que permitirão instalar este tipo de solução energética por parte

dos consumidores BT em Portugal continental. Por último é efetuado uma análise de trânsito de

potências que permite avaliar o impacto da presença de FV nas variáveis físicas das redes. Os

resultados desta análise irão numa primeira instância permitir identificar, se as necessidades de

investimento nas redes se alteram de acordo com o nível de penetração da tecnologia FV. Estes

resultados irão posteriormente também permitir tecer conclusões em relação ao impacto da GD de FV

nas variáveis de faturação das tarifas de uso de rede para consumidores em BT com autoconsumo.

3.1. Variáveis de Investimento

No capítulo 2 estão explicitadas as duas tarifas de uso de rede reguladas: a tarifa de uso da rede

de distribuição e a tarifa de uso da rede de transporte. Ambas são calculadas mediante as mesmas

variáveis de faturação: a potência contratada, a potência média em horas de ponta, a energia ativa e

a energia reativa (indutiva e capacitiva). Os resultados obtidos da análise do trânsito de potências não

permitirão quantificar as alterações a que estas tarifas poderão estar sujeitas, mas poderão sinalizar

as variáveis de faturação que poderão sofrer alterações em cenários de níveis de penetração FV

elevada em BT. As conclusões deste trabalho de tese têm também em conta o princípio da

uniformidade tarifária a nível nacional, que define a igualdade da tarifa de uso da rede de distribuição

para todos os clientes de Portugal continental independentemente do seu ponto de consumo.

Os investimentos na rede de distribuição podem ser classificados como investimentos em troços

periféricos e troços comuns. Esta é uma tarefa que pode revestir-se de alguma dificuldade, pois não

está estipulado qual o limiar do número de clientes que torna um cliente “marginal” em relação ao

conjunto, além de que uma determinada estrutura pode ser periférica para alguns clientes, que sirva

diretamente, mas também ser comum para outros clientes, como é exemplo uma rede de AT que

serve os clientes ligados nesse nível de tensão, mas também alimenta clientes em MT e BT. De fato,

devido à agregação da rede, à medida que aumenta o nível de tensão a rede é utilizada para

satisfazer mais clientes.

Em [40], a ERSE adotou uma classificação entre troços comuns, troços periféricos e troços

mistos, sendo esta última designação adotada sempre que a desagregação das rubricas de

investimento não permita a afetação a troços comuns ou periféricos. Também neste documento, as

componentes da rede BT estão classificadas da seguinte forma: redes aéreas e subterrâneas são

consideradas troços mistos, chegadas aéreas e subterrâneas são consideradas troços periféricos e


40

os postos de transformação e seccionamento são considerados troços de comuns. Para efeitos das

conclusões apresentadas neste trabalho considerar-se-ão as linhas e o posto de transformação

troços de uso comum e os barramentos dos clientes troços de uso periférico. As redes MAT, AT e MT

conforme descrito acima, representam para os clientes BT troços de uso comum e portanto a

percentagem do investimento nestas redes que é alocada aos consumidores de BT estas redes, será

socializado através das variáveis de faturação e da forma especificada na estrutura tarifária. Não está

no âmbito deste trabalho de tese desenvolver modelos de trânsito de potências que incluam troços de

redes que não sejam BT e portanto não será possível efetuar uma desagregação com detalhe dos

troços (mais) afetados pela presença de tecnologia FV em BT. Contudo, a partir da análise realizada

poder-se-á tecer conclusões em relação às variáveis de faturação das tarifas uso de rede de

distribuição e de transporte. Tarifas estas que têm por objetivo também suportar os investimentos

necessários ao bom funcionamento das redes a montante da BT.

De modo a se poder investigar o impacto da variável de faturação determinada pela energia ativa

consumida, serão analisados os diagramas de carga das redes nos vários cenários construídos.

Através do diagrama de carga poder-se-á quantificar a energia que é gerada nas redes a montante

da BT e aquela, que devido ao excesso de geração solar, fluirá para a rede MT. Desta forma e em

conjunto com as outras variáveis de faturação espera-se poder identificar falhas na eficiência

económica do atual sistema tarifário em cenários de alta penetração FV.

3.2. Ciclos Horários

A componente temporal aplicada na metodologia deste trabalho tem que ver com a

discriminação horária efetuada para os consumidores que optarem por determinadas tarifas do seu

comercializador. Como se poderá perceber no decorrer deste subcapítulo, os consumidores de EE

têm à sua oferta do mercado tarifas cujo preço da EE consumida é diferente mediante a altura do dia

ou semana no qual é registado.

Para a definição dos períodos horários considerados no cálculo das tarifas a ERSE teve em

conta os fatores do lado da oferta (lado da geração): as condições climatéricas, associadas à

variabilidade dos recursos renováveis, e os preços dos combustíveis fósseis. Do lado da procura

teve-se em conta as diferenças de temperatura entre Verão e Inverno, as diferenças da procura entre

dias úteis e fins-de-semana e entre períodos noturnos e diurnos (estes devido às diferenças da

atividade económica). Tendo este cenário em conta considerou-se para as varáveis de preços de

energia e de potência do diagrama de carga quatro períodos horários: (i) Pontas, (ii) Cheias, (iii) Vazio

normal, (iv) Super-vazio. Os períodos de maior procura são designados pelos períodos de ponta, os

de menor procura pelos períodos de vazio e os de procura intermédia pelos períodos de cheias [40].

Os períodos horários estão também divididos em horário de Verão e de Inverno. O horário de Verão

começa no último Domingo de Março e o horário de Inverno começa no último Domingo de Outubro

[41].


41

Tabela 1: Ciclo Semanal Portugal Continental. Fonte: [40]

Os meses podem seguir um ciclo semanal com 76 horas de vazio por semana, ou o ciclo diário

com 70 horas. No ciclo diário não se distingue entre dias de semana, existindo sempre 10 horas de

vazio por dia. No ciclo semanal, de 2ª-feira a 6ª-feira, existem 7 horas de vazio por dia, aos Sábados

esse valor é de 17 horas e aos Domingos de 24 horas (o dia inteiro). Desta forma, o ciclo semanal

favorecerá o consumidor que utiliza com maior intensidade energia elétrica aos fins-de-semana, e o

ciclo diário os consumidores com um consumo mais homogéneo ao longo da semana [41].

Tabela 2: Ciclo Bi-horário em Portugal Continental. Fonte: [40]

Os consumidores com tarifas simples não estão sujeitos a qualquer período horário. Nesta opção

tarifária o preço da EE consumida é igual para todos os dias da semana independentemente da hora

a que o consumo se verifica.

Está também previsto na estrutura das tarifas de Portugal, uma opção tarifária tri-horária. No

entanto, neste trabalho não se considerou este tipo de ciclo horário, porque em [42] é referido que o

diagrama de carga deste tipo de cliente está afeto à iluminação pública. Adicionalmente, dos

consumidores em BTN considerados para o cálculo das tarifas transitórias do VCF regulado, apenas

cerca de 2% optaram por esta tarifa. A proporção de clientes com tarifa tri-horária de clientes no

mercado livre considerada, foi aproximadamente a mesma do que para os clientes considerados nos

cálculos das tarifas de VCF.

Ponta: Ponta:

Cheias: Cheias:

Vazio: Vazio:

Cheias: Cheias:

Vazio: Vazio:

Vazio: Vazio:

Ciclo semanal para todos os fornecimentos em Portugal Continental

De 2a a 6a De 2a a 6a

Período de hora legal de Verão

09:15/12:1509:30/12:00

Período de hora legal de Inverno

07:00/09:15

12:15/24:00

18:30/21:00

07:00/09:30

12:00/18:30

21:00/24:00

18:30/22:00 20:00/22:00

00:00/09:30 00:00/09:00

Domingo Domingo

00:00/24:00 00:00/24:00

09:00/18:30

22:00/24:00

14:00/20:00

22:00/24:00

00:00/07:00 00:00/07:00

Sábado Sábado

09:30/13:00 09:00/14:00

Ponta: Ponta:

Cheias: Cheias:

Vazio: Vazio:

08:00/10:30

13:00/19:30

21:00/22:00

22:00/08:00

10:30/18:00

20:30/22:00

22:00/08:00

08:00/09:00

Ciclo diário bi-horário para BTN em Portugal Continental

Período de hora legal de Verão

De 2a a Domingo

10:30/13:00

19:30/21:00

Período de hora legal de Inverno

De 2a a Domingo

09:00/10:30

18:00/20:30


42

Tabela 3: Nº de Clientes Considerados nos Cálculos das Tarifas. Fonte: [42]

Ao incluir-se esta variável nos estudos que se realizarão neste trabalho, espera-se poder concluir

sobre o impacto que poderá ter na integração desta tecnologia o sistema elétrico português. Em

concreto, o papel que as tarifas com diferenciação horária desempenham como incentivo financeiro

para investimentos em projetos de capacidade FV para autoconsumo em BT.

3.3. Componente Geográfica

Pretendeu-se também dotar o presente estudo de uma vertente de análise com discriminação

geográfica em Portugal continental. A discriminação geográfica permitirá concluir sobre as zonas do

território continental português que demonstram maior potencial para acolherem sistemas FV para

autoconsumo.

A figura 23 representa a elevada exposição solar do território nacional continental quando

comparado com os restantes países europeus. Portanto, dada a liberalização do autoconsumo e as

caraterísticas favoráveis à geração de EE a partir de CI de FV pode-se teoricamente esperar uma

adesão forte a este tipo de tecnologia.

Figura 23: Potencial de Geração de Eletricidade Através de FV na Europa. Fonte: [43]

De acordo com [44], a produção de EE a partir de FV é superior no Sul do território nacional do

que no Norte. Isto deve-se ao fato de haver um maior número de horas de produção no Sul, por esta

geografia estar mais exposta à radiação solar. No trabalho referido, estima-se que as horas

Nº de clientes no mercado liberalizado (≤ 20,7 kVA) Total

BTN Simples BTN Bi. BTN Tri.

Nº de clientes 3 760 626 692 480 113 020 4 566 126

% Total 82,4% 15,2% 2,5%

Nº de clientes considerados no cálculo da tarifa regulada de VCF (≤ 20,7 kVA)


Nº de clientes 898 282 148 161 23 907 1 070 350

% Total 83,9% 13,8% 2,2%

Total de clientes BTN (≤ 20,7 kVA)


Nº de clientes 4 658 908 840 641 136 927 5 636 476

% Total 82,7% 14,9% 2,4%


43

equivalentes (ℎ𝑒𝑞) de produção de energia solar são de 1598,49 h/ano para o Norte e de

1837,64h/ano para o Sul.

ℎ𝑒𝑞 = 𝐸𝑝𝑟𝑜𝑑𝑢𝑧𝑖𝑑𝑎

𝑃𝑖𝑛𝑠𝑡𝑎𝑙𝑎𝑑𝑎 (3)

A partir da equação (3) poder-se-á determinar a energia produzida por instalações FV de

diferentes capacidades e para as duas geografias descritas. Com estes dados realizou-se a análise

de viabilidade financeira com discriminação geográfica. Com base nos resultados desta análise

concluiu-se quais as zonas mais permeáveis à instalação de sistemas FV.

3.3.1. Perfis de Consumo

Para a modelação do consumo de energia elétrica em Portugal, a ERSE disponibiliza três perfis-

tipo que representam o agregado do consumo em Portugal. Estes perfis diferem em termos de peso

no SEN e diferem também mediante o nível de tensão e opção tarifária dos consumidores. Devido à

falta de dados reais passíveis de serem utilizados para os fins deste trabalho de tese, optou-se pela

utilização dos perfis disponibilizados pela ERSE Considerou-se que estes são uma boa aproximação

à realidade uma vez que também são utilizados na faturação por estimativa pelos comercializadores

de eletricidade.

Para as instalações BTN são aprovados três perfis de consumo (Perfil Inicial) que modelam os

clientes BTN de acordo com a tabela 4. Para clientes cuja potência contratada é superior a 13,8 kVA

devem ser representados a partir do perfil A, para aqueles cuja potência contratada é inferior ou igual

a 13,8 kVA e cujo consumo anual de energia seja superior a 7140 kWh devem ser representados pelo

perfil B e o perfil C será aplicado aos clientes cujo consumo energético seja inferior ou igual a 7140

kWh e cuja potência contratada seja também inferior 13,8 kVA.

Tabela 4: Perfis de Consumo BTN Disponibilizados pela ERSE. Fonte: [42]

Os perfis acima descritos são normalizados e como tal, de modo a poderem ser utilizados numa

análise de trânsito de potências, terão que ser adaptados de acordo com as equações indicadas em

[45], no capitulo “Determinação do Consumo Estimado em Clientes Finais em BTN”. No excerto

indicado, estão definidas as regras para a determinação do consumo estimado de clientes com tarifa

simples ou tarifa multi-horária para consumidores com e sem histórico de leituras de eletricidade. Se

o consumidor tiver histórico de leituras, utilizam-se os valores disponíveis entre leituras para o cálculo

do consumo estimado, caso contrário utilizam-se valores definidos pelo ORD.

Por uma questão de simplicidade no cálculo dos perfis de consumo, considerou-se que todos os

clientes das redes utilizadas neste trabalho não tinham histórico de leituras e como tal utilizar-se-iam

Potência

contratada (kVA) Energia (kWh)

Classe A >13,8 qualquer

Classe B ≤ 13,8 > 7140

Classe C ≤ 13,8 ≤ 7140


44

os valores disponibilizados pelo ORD no cálculo do consumo estimado. A variável calculada pelo

ORD é denominada de “Consumo Anual por Escalão de Potência Contratada” (CAEPC) e o método

de cálculo está também disponível em [45]. Os valores disponíveis para 2015 no site da EDP

Distribuição são os apresentados na tabela 5.

Tabela 5: CAEPC em 2015. Fonte: [46]

Os valores para cada ano e para cada nível de potência contratada são calculados através do

rácio da energia ativa consumida pelos clientes finais, enquadráveis no mesmo nível de potência

contratada no ano anterior ao de aplicação e, da média aritmética simples do número de clientes

finais também no mesmo nível de potência contratada no início e no final do ano anterior ao de

aplicação. Pelos valores de CAEPC apresentados na tabela acima iremos também enquadrar os

consumidores no perfil adequado. No ano de 2015, pelos valores de CAEPC calculados pelo ORD e

através da classificação apresentada na tabela 5Tabela 5, verificamos que os consumidores em BTN

apenas poderão ser representados pelos perfis A, para clientes cuja potência contratada seja superior

a 13,8 kVA, ou C, para clientes cuja potência contratada seja menor ou igual a 13,8 kVA e sujo

consumo de energia anual seja menor ou igual a 7140 kWh. Nas figuras abaixo estão representados

para o dia 1 de janeiro os perfis A e C para clientes enquadrados em vários escalões de potência

contratada.

Figura 24: Perfis de Consumo Tipo C

Potência (kVA) CAEPC (kWh)

1,15 428

2,30 1 843

3,45 1 404

4,60 2 459

5,75 3 418

6,90 2 668

10,35 4 256

13,80 6 616

17,25 9 635

20,70 10 381

0

0,2

0,4

0,6

0,8

1

1,2

1,4

00:1

5

01:1

5

02:1

5

03:1

5

04:1

5

05:1

5

06:1

5

07:1

5

08:1

5

09:1

5

10:1

5

11:1

5

12:1

5

13:1

5

14:1

5

15:1

5

16:1

5

17:1

5

18:1

5

19:1

5

20:1

5

21:1

5

22:1

5

23:1

5

Po

tên

cia

(k

W)

Horas

Exemplo - Perfis de Consumo C - 01/01/2016

2.3 kVA 3.45 kVA 10.35 kVA 13.8 kVA


45

Figura 25: Perfis de Consumo Tipo A

Para todas as análises efetuadas no presente trabalho considerou-se que os perfis de consumo

disponibilizados pela ERSE e o consumo estimado calculado através da metodologia descrita em

[42], se manteriam ao longo de um período temporal alargado.

3.3.2. Perfil de Produção

À semelhança dos perfis de consumo de energia elétrica, a ERSE disponibiliza também um perfil

de produção de energia elétrica a partir de painéis FV. Aplicou-se os perfis de produção como

indicado em [45], no capitulo 36, utilizando os valores de produção média mensal (PMM) de 2015

disponibilizados pelo ORD.

Tabela 6: Produção Média Mensal. Fonte: [47]

Foram utilizados dois perfis de geração FV distintos. O primeiro, denominado de cenário de

produção base, utiliza o perfil disponibilizado pela ERSE normalizado através da metodologia inscrita

em [45]. A partir da equação 3, concluiu-se que este perfil modela um sistema com uma potência

instalada de aproximadamente 3,5kWp. Neste trabalho foi também utilizado um perfil de produção

que modela um sistema de menor potência. Optou-se por utilizar um valor de referência de 1,5kWp,

obtido através da multiplicação do perfil base por um fator de ajustamento calculado através da

equação 3. Optou-se por utilizar estes dois cenários por dois motivos: i) desta forma pôde-se

observar o impacto ao nível das variáveis físicas das redes em cenários distintos e desta forma

entender a evolução destas mesmas variáveis com o aumento da potência de GD nas redes si) os

dois valores de potência instalada foram também escolhidos de modo a se poderem extrair dados

passiveis de serem utilizados neste trabalho, evitando-se desta forma a possibilidade das redes

estarem sobredimensionadas.

Na figura 26 está representado um o perfil de produção base da ERSE para um dia de Julho.

Como podemos observar pela figura, um sistema FV modelado pelo perfil da ERSE começa a gerar

0,40,50,60,70,80,9

11,11,21,3

00:1

5

01:1

5

02:1

5

03:1

5

04:1

5

05:1

5

06:1

5

07:1

5

08:1

5

09:1

5

10:1

5

11:1

5

12:1

5

13:1

5

14:1

5

15:1

5

16:1

5

17:1

5

18:1

5

19:1

5

20:1

5

21:1

5

22:1

5

23:1

5

Po

tên

cia

(k

W)

Horas

Exemplo - Perfis de Consumo A - 01/01/2016

17.25 kVA 20.7 k VA

PMM Mês jan-15 fev-15 mar-15 abr-15 mai-15 jun-15 jul-15 ago-15 set-15 out-15 nov-15 dez-15

2015 kWh 232 311 463 569 687 677 704 667 526 420 242 344


46

EE às 7h15 e atinge o pico de produção por volta das 14h15. A partir das 20h15 o sistema FV deixa

de gerar EE.

Figura 26: Perfil de Produção FV no Cenário Base

Na figura abaixo está representada o somatório da potência mensal de um sistema FV modelado

através do perfil no gráfico acima. Como se poderia esperar os meses com maior capacidade de

geração são os meses de maio, junho, julho e agosto.

Figura 27: Produção Mensal do Perfil de Produção da ERSE

3.4. Descrição das Metodologias Propostas

As metodologias que seguidamente se apresentam descrevem as duas análises efetuadas no

decorrer deste trabalho. A primeira, uma análise financeira tem por objetivo aferir o nível de poupança

que um consumidor poderá atingir ao optar por instalar um sistema FV para autoconsumo.


47

Adicionalmente, será também avaliado qual o impacto da localização e do tipo de tarifa na poupança

obtida. A segunda análise simula o trânsito de potências em duas redes BTN reais e distintas de

Portugal continental. A primeira rede considerada descreve uma rede urbana e a segunda a de uma

semirrural ou mesmo rural. Considerou-se importante efetuar esta distinção por tipicamente existirem

diferenças consideráveis nas tipologias das redes ao servirem áreas com densidades demográficas

diferentes. Esta análise para além de demonstrar as diferenças que a penetração da tecnologia FV

tem nas variáveis físicas das redes, pretende também fazer a ponte para o impacto que as variáveis

de faturação das tarifas de uso de rede poderão sofrer pela presença (em massa) de sistemas FV na

rede BTN.

Nas figuras abaixo estão detalhados, através de fluxogramas, as várias componentes dos

processos de análise implementados. Os pressupostos e dados para as análises estão descritos nos

capítulos 4, no caso da na análise financeira, e nos capítulos 5 e 6 para o caso da análise ao trânsito

de potências.

A figura 28 descreve os vários passos do algoritmo implementado para a aferição da viabilidade

financeira de projetos FV em Portugal continental. O ajustamento do perfil de produção efetuado

baseia-se na equação 3 e no fato de serem consideradas diferentes horas de produção para cada

geográfica analisada. A atualização das anualidades é efetuado devido à metodologia de cálculo de

rentabilidade deste tipo de projetos. As taxas de desconto utilizadas são a taxa de inflação e a taxa

que reflete o custo do capital necessário para efetuar o investimento. Estes pressupostos e a análise

financeira estão devidamente detalhados no capítulo 4.


48

Figura 28: Esquema Descritivo da Análise Financeira

Abaixo, na figura 29, está descrito o algoritmo do programa programado em Matlab que permitiu

efetuar o trânsito de potências e obter os resultados desejados. Esta imagem é meramente ilustrativa,

sendo que os pressupostos e métodos implementados estão devidamente detalhados e

fundamentados nos capítulos 5 e 6. O programa utiliza os perfis de geração e produção

disponibilizados pela ERSE devidamente adaptados e representam um ano de consumo/geração em

parcelas de 15 minutos.

Também se investigam diferentes cenários de penetração FV e de carga na rede, que têm por

objetivo aferir o impacto económico da presença de FV para autoconsumo em BTN.


49

Figura 29: Esquema Descritivo da Análise de Trânsito de Potências


50

4. Análise Financeira

O modelo para o autoconsumo é baseado no fato de que em um número crescente de países, a

eletricidade de fontes renováveis e principalmente de solar FV atingiu a paridade de rede. Ou seja, o

custo unitário de EE gerada por uma instalação numa residência é igual ou inferior ao custo implicado

na aquisição da mesma unidade de EE da rede. Em paridade da rede, os utilizadores poupam

dinheiro ao gerar a sua própria eletricidade ao invés de adquiri-la à rede [48].

Tendo em conta as conclusões apresentadas em [48], investigou-se as poupanças geradas pelo

autoconsumo em Portugal continental. Nas simulações efetuadas procurou-se atingir dois objetivos: i)

estudar a viabilidade financeira para cada nível de potência contratada, capacidade instalada e tarifa

ii) estudar a viabilidade financeira para consumidores de três regiões geográficas (Norte, Centro e

Sul).

A avaliação da rentabilidade económica da instalação de equipamento FV foi realizada com

recurso ao VAL, sendo um indicador de referência na análise de projetos de investimento. O VAL

representa o valor atualizado de todos os fluxos de caixa futuros ao longo do período de vida do

projeto. Os fluxos de caixa anuais são descontados para o ano inicial com uma taxa de atualização, o

que permite comparar o investimento inicial com o retorno projetado. Neste trabalho assumiu-se que

o consumidor apenas irá realizar um investimento em painéis FV se o VAL for positivo. O VAL é obtido

através da fórmula seguinte:

𝑉𝐴𝐿 = ∑𝐹𝐶𝑖

(1+𝑇𝑎)𝑖𝑛𝑖=0 (4)

Em que 𝐹𝐶𝑖representa o fluxo de caixa do i e 𝑇𝑎 a respetiva taxa de atualização. No caso deste

estudo considerou-se que o fluxo de caixa é a poupança anual gerada pelo projeto FV, que a taxa de

atualização é o custo médio do capital necessário ao investimento e que o tempo de vida de uma

instalação FV é de 20 anos.

Nos subcapítulos que se seguem irão ser explicados em detalhe os pressupostos a partir dos

quais se realizou a análise em questão bem como a elaboração de conclusões acerca dos resultados

obtidos.

4.1. Faturação e preços

O estudo de viabilidade financeira considerou um tempo de vida do equipamento de 20 anos e

apenas clientes da EDPSU. Em [49] são apresentados todos os tarifários nos CUR de EE. Optou-se

por considerar uma das modalidades de preços praticada pela EDPSU. A tabela abaixo apresenta os

preços praticados pela EDPSU para os níveis de potência utilizados neste estudo.


51

Tabela 7: Preços de Potência Contratada e de Energia. Fonte [49]

Tabela 8: Fatura Anual para os Diferentes Escalões de Potência Contratada

Para o investimento nos painéis FV considerou-se que é requerido um investimento de 720€ por

módulo de 250W instalado, pagos na totalidade assim que é tomada a decisão de investimento.

Considerou-se também que é indiferente ao consumidor efetuar pagamentos faseados, como na

oferta disponível à data de realização deste trabalho no site da EDPSU, ou disponibilizar todo o

capital necessário na data da decisão de investimento.

O DL nº 153/2014, que regula a eletricidade produzida para fins de autoconsumo, define no

artigo 24º a remuneração à qual o produtor tem direito caso forneça o seu excesso de energia à rede

de distribuição. A remuneração é calculada mensalmente e equivale a 90% do valor resultante da

média aritmética simples dos preços de fecho do Operador do Mercado Ibérico de Energia para

Portugal. Para os cálculos efetuados na análise considerou-se o preço médio diário de 2015 de 50,4

€/MWh publicado pela REN em [50]. De acordo com o artigo 8º do DL nº153/2014,o produtor tem o

dever de dimensionar a sua UPAC para que a quantidade de energia produzida seja

aproximadamente igual à consumida pela na instalação. Na análise efetuada, apenas foram

considerados sistemas com capacidade de produção de forma a cumprir este pressuposto. Para

consumidores com o perfil de consumo C o máximo de CI considerada foi de 3kWp com uma

produção anual máxima de 5500kWh/ano (caso região Sul). Para os consumidores com o perfil de

consumo A, foram considerados sistemas até 6kWp. Desta forma, assegurou-se que a energia

produzida pela capacidade instalada pelo cliente nunca excederia o CAEPC.

Fora vazio Vazio

1,15 0,0832

2,3 0,1461

3,45 0,1552 0,1918

4,6 0,2017 0,2360

5,75 0,2480 0,2801

6,9 0,2943 0,3242

10,35 0,4331 0,4564

13,8 0,5718 0,5891 0,1974 0,0927

17,25 0,7106 0,7217 0,1982

20,7 0,8495 0,8543 0,1983

0,1408

0,1601

0,1608

0,1970 0,0928

0,0926

Pot. Contratada

(kVA)

Simples Bi-horário

Potência

(€/dia)

Energia

(€/kWh)

Potência

(€/dia)

Energia (€/kWh)

Nível de pot. (kVA) Simples Ciclo Diário Ciclo Semanal

1,15 91 € nd nd

2,3 314 € nd nd

4,5 483 € 573 € 549 €

5,75 639 € 755 € 722 €

6,9 536 € 628 € 602 €

10,35 844 € 980 € 939 €

13,8 1 275 € 1 482 € 1 417 €

17,25 1 813 € 2 233 € 2 139 €

20,7 1 984 € 2 435 € 2 334 €


52

4.2. Taxa de Atualização

Na análise financeira de um projeto a taxa de atualização utilizada é por norma o custo de capital

médio (ou WACC – Weighted Average Cost of Capital). Esta taxa utiliza a estrutura de capital da

empresa para averiguar o custo médio ao qual uma determinada empresa consegue angariar

dinheiro.

No entanto, como discutido em [51], as taxas de atualização (i.e. taxas de retorno) para o setor

residencial podem não ser o custo médio de capital porque o custo de oportunidade de capital é

diferente do dos mercados financeiros. Isto traduz-se na necessidade duma taxa de retorno maior em

relação a qualquer investimento incorrido. Num estudo que analisa investimentos em unidades de

eficiência energética descrito em [51], foi observado que a taxa de retorno exigida por um investidor

do setor residencial depende do seu rendimento disponível. Os resultados demonstraram que um

investidor residencial com um rendimento disponível de 10,000$ exige uma taxa de retorno de 39%,

enquanto um investidor com 50,000$ de rendimento disponível exige apenas um retorno de 5% o

investimento.

Concluímos, portanto, que é difícil determinar a taxa de retorno requerida por um investidor do

setor residencial, ao incorrer num investimento de eficiência energética tal como seria um

investimento em painéis FV. No entanto, tem que se determinar uma taxa de retorno para se proceder

a análise financeira. A taxa de remuneração utilizada foi a aquela fixada pela ERSE em [40] para os

ativos fixos da atividade de distribuição de energia em 2014 de 9,5%.

4.3. Taxa de Inflação

A inflação é uma medida do nível de preços de bens e serviços numa economia de mercado. Se

houver inflação significa que o nível de preços de uma economia aumentou e que portanto uma

unidade monetária tem menos poder de compra do que no período temporal anterior.

O Banco Central Europeu definiu como objetivo de médio prazo para a zona Euro uma taxa de

inflação de 2% [52]. Neste trabalho admitiu-se que o preço pago pela EE, bem como o preço ao qual

é remunerado o excesso de energia vendida à rede, são atualizados ao nível do objetivo de inflação

da zona Euro durante o período de vida do projeto. Por exemplo, de um qualquer ano para o seguinte

verifica-se um aumento de 2% no preço pago ao CUR pela EE consumida.

4.4. Cálculos

A análise financeira realizada pretendeu demonstrar que existem no território de Portugal

Continental discrepâncias entre as regiões Sul e Norte na rentabilidade de um investimento em

capacidade instalada. Este fato pode ter implicações ao nível do planeamento do investimento na

RND a nível global se se verificar uma adoção em massa da tecnologia FV nos territórios em que

esta se verifica (mais) rentável.


53

Na análise efetuada comparou-se para todos os níveis de potência contratada em BTN

(≤20,7kVA) a rentabilidade de um investimento em CI de FV para três geografias diferentes e para

três opções tarifárias diferentes. A diferenciação geográfica resulta do estudo efetuado em [44], e das

horas de produção atribuídas a cada região do País. Porém, para além das duas geografias - Norte e

Sul - com as respetivas horas de produção solar (1598,49 h/ano e 1837,64 h/ano), admitiu-se a

existência de uma terceira geografia, apelidada de “Centro” que é caraterizada pelo valor intermédio

de 1700h/ano de produção FV. Procurou-se desta forma acrescentar mais resolução à discriminação

geográfica.

As opções tarifárias consideradas foram as seguintes: tarifa simples, tarifa bi-horária de ciclo

semanal e tarifa bi-horária de ciclo diário. No capítulo 3.2 são detalhados os períodos horários das

tarifas aplicadas em Portugal. Para todos os casos foi também considerada a rentabilidade financeira

com e sem contrato de venda de energia elétrica.

Tal como se observa nas tabelas abaixo, para um determinado nível de potência contratada e

para a mesma opção tarifária, nunca se verificou que a não-existência de um contrato de venda fosse

mais vantajoso (VAL maior) do que a venda do excesso de produção à rede. Este resultado verifica-

se porque se considera que um consumidor/produtor não incorre em custos adicionais por celebrar

este tipo de contrato com seu o CUR. Contudo, no DL nº 153/2014 estão regulamentados

procedimentos que podem implicar custos para quem deseja vender o excesso de produção ao CUR.

Por exemplo, o DL obriga a que exista equipamento de medição apropriado para a medição do fluxo

de energia de e para a rede, cujo custo pode ser alocado ao produtor e de uma compensação a

pagar nos primeiros dez anos pelo certificado de exploração, desde que a instalação tenha uma

potência superior a 1,5kWp. Estas medidas estão previstas no artigo 22º e 24º, respetivamente.

Sob as mesmas condições, também se verificou que existem cenários para os quais o VAL é

igual quer o consumidor / produtor tenha ou não contrato de venda do excesso de energia celebrado

com o CUR. Este resultado é explicado pelo fato de não haver, em qualquer altura, um excesso de

produção FV em relação ao consumo verificado. Não havendo excesso de energia que permita a

venda de EE ao CUR, a poupança atingida em ambas as situações será a mesma.

Através da metodologia do VAL e dos pressupostos explicados no capítulo anterior,

relativamente ao preço da energia, taxa de atualização dos preços e taxa de retorno do investimento

requerida obtiveram-se os resultados descritos no presente capítulo

4.4.1. Tarifa Simples

Os consumidores com a opção tarifária simples são caracterizados por um preço constante em

todos os ciclos horários previstos pela ERSE. Para o cálculo das tarifas de 2016 em [42], a ERSE

estimou que este tipo de clientes totaliza cerca de 82,7% dos consumidores em BTN com potência

igual ou inferior a 20,7kVA. Ou seja, para os objetivos de descarbonização do setor elétrico será

importante a existência de um incentivo económico para que este tipo de cliente instale potência FV


54

para fins de autoconsumo. Para consumidores com a tarifa simples obtiveram-se os resultados nas

tabelas abaixo, para cada uma das três regiões consideradas.

Tabela 9: Resultados da Análise do VAL (em €) para Clientes c/ Tarifa Simples Localizados na Região Norte

Na região Norte verificou-se que existem cenários de investimento viáveis para todos os níveis

de potência contratada, com exceção dos casos de consumidores com potência de 1,15 ou 2,3 kVA.

Os resultados são animadores porque indicam que mesmo na região onde existe menos radiância

solar, existem incentivos económicos à instalação de capacidade FV.

Para consumidores na região Norte com a tarifa simples, apesar de existirem opções de

investimento viáveis para quase todos os níveis de potência contratada, constatou-se para as opções

de investimento válidas que o VAL é baixo. Contudo, a escolha racional seria a de optar por realizar

este investimento porque o projeto gera uma poupança com base na taxa de retorno pedida para o

capital investido neste tipo de projetos. Adicionalmente, verificou-se também que a venda do excesso

de produção à rede não traz qualquer vantagem financeira significativa para clientes nas condições

da tabela 9. Nestes casos verifica-se que ou não existe excesso de produção para venda e que o VAL

positivo é inteiramente gerado pela poupança da fatura de EE, ou que o excesso de EE produzida é

baixo. Como não estão a ser analisados cenários que contemplem dispositivos de armazenamento de

energia, o excesso terá que ser vendido à rede no instante em que é gerado.

( kV A ) 0 .2 5kW 0 .5kW 1kW 1.5kW 2 kW 2 .5kW 3 kW 3 .5kW 4 kW 5kW

1,15 (413) nd nd nd nd nd nd nd nd nd

2,3 (84) (357) (1 573) nd nd nd nd nd nd nd

3,45 0 (400) nd nd nd nd nd nd nd nd

4,6 4 (26) (941) (2 242) nd nd nd nd nd nd

5,75 4 7 (521) (1 656) (2 975) nd nd nd nd nd

6,9 4 (11) (874) (2 157) nd nd nd nd nd nd

10,35 7 13 (222) (1 164) (2 387) (3 715) nd nd nd nd

13,8 7 13 27 (272) (1 114) (2 192) (3 429) (4 704) nd nd

17,25 7 13 27 40 (13) (310) (984) (1 770) (2 973) (5 367)

20,7 7 13 27 40 22 (167) (711) (1 365) (2 529) (4 820)


2,3 (84) (296) (1 174) nd nd nd nd nd nd nd


4,6 4 (17) (670) (1 600) nd nd nd nd nd nd

5,75 4 7 (369) (1 180) (2 124) nd nd nd nd nd

6,9 4 (6) (622) (1 540) nd nd nd nd nd nd

10,35 7 13 (152) (824) (1 698) (2 648) nd nd nd nd

13,8 7 13 27 (184) (785) (1 555) (2 439) (3 214) (4 337) nd

17,25 7 13 27 40 6 (204) (684) (1 107) (2 104) (3 815)

20,7 7 13 27 40 31 (101) (487) (817) (1 785) (3 422)

Tarifa

simples c/

venda

Tarifa

simples s/

venda

N ort e


55

Tabela 10: Resultados da Análise do VAL (em €) para Clientes c/ Tarifa Simples Localizados na Região Centro

Na região Centro verificou-se uma melhoria da rentabilidade dos investimentos considerados.

Verificou-se que, com o aumento da radiância, os cenários para os quais o VAL já era positivo,

melhoram substancialmente. Se analisarmos os cenários em que se contempla a venda do excesso

de produção, verifica-se que existe um caso cujo investimento cujo VAL se torna positivo ao

comparar-se com o caso da região Norte. Os maiores aumentos de rentabilidade são verificados nos

clientes associados ao perfil A.

Tabela 11: Resultados da Análise do VAL (em €) para Clientes c/ Tarifa Simples Localizados na Região Sul

Para a região Sul verificam-se as mesmas tendências já identificadas ao comparar os resultados

da região Centro com a região Norte. Ou seja, a rentabilidade deste tipo de projetos aumenta e os

consumidores associados ao perfil de consumo A são os que mais beneficiam do aumento de horas

de produção. Se os pressupostos desta análise se verificarem, clientes com 1,15 kVA de potência

contratada não irão efetuar nenhum investimento em capacidade FV porque dos três cenários



2,3 (43) (328) (1 562) nd nd nd nd nd nd nd


4,6 50 35 (913) (2 226) nd nd nd nd nd nd

5,75 50 99 (464) (1 626) (2 954) nd nd nd nd nd

6,9 50 57 (842) (2 140) nd nd nd nd nd nd

10,35 53 106 (134) (1 106) (2 353) (3 689) nd nd nd nd

13,8 53 106 211 (129) (1 005) (2 115) (3 374) (4 704) (6 043) nd

17,25 53 106 212 317 314 (37) (762) (1 770) (2 819) (5 268)

20,7 53 106 212 317 360 158 (445) (1 365) (2 348) (4 692)


2,3 (43) (250) (1 114) nd nd nd nd nd nd nd


4,6 50 53 (598) (1 511) nd nd nd nd nd nd

5,75 50 99 (276) (1 081) (2 005) nd nd nd nd nd

6,9 50 69 (547) (1 450) nd nd nd nd nd nd

10,35 53 106 (36) (704) (1 570) (2 499) nd nd nd nd

13,8 53 106 211 (3) (602) (1 369) (2 243) (3 214) (4 100) nd

17,25 53 106 212 317 344 123 (368) (1 107) (1 785) (3 483)

20,7 53 106 212 317 378 263 (141) (817) (1 447) (3 070)

Tarifa

simples c/

venda

Tarifa

simples s/

venda

C ent ro



2,3 12 (293) (1 549) nd nd nd nd nd nd nd


4,6 112 108 (883) (2 207) nd nd nd nd nd nd

5,75 112 222 (395) (1 592) (2 928) nd nd nd nd nd

6,9 112 136 (808) (2 120) nd nd nd nd nd nd

10,35 115 231 (29) (1 042) (2 314) (3 657) nd nd nd nd

13,8 115 231 454 40 (876) (2 030) (3 311) (4 704) (5 995) nd

17,25 115 231 462 684 722 289 (510) (1 770) (2 647) (5 156)

20,7 115 231 462 692 802 533 (140) (1 365) (2 137) (4 555)


2,3 12 (191) (1 035) nd nd nd nd nd nd nd


4,6 112 141 (506) (1 391) nd nd nd nd nd nd

5,75 112 223 (156) (951) (1 845) nd nd nd nd nd

6,9 112 161 (452) (1 329) nd nd nd nd nd nd

10,35 115 231 110 (553) (1 401) (2 300) nd nd nd nd

13,8 115 231 456 224 (368) (1 132) (1 986) (3 214) (3 783) nd

17,25 115 231 462 686 779 533 24 (1 107) (1 379) (3 050)

20,7 115 231 462 692 837 709 290 (817) (1 013) (2 619)

Tarifa

simples c/

venda

Tarifa

simples s/

venda

Sul


56

analisados, nenhum obteve um VAL positivo. Nenhum investidor racional optaria por perder dinheiro

ao comprometer-se com um investimento onde realizaria perdas.

Para consumidores com 2,3 e 3,45 kVA de potência a rentabilidade financeira depende da região

em que se situam. Nas regiões Norte e Centro um cliente com 2,3 kVA de potência não iria optar pelo

investimento em FV, porque dos cenários analisados nenhum é rentável. Para consumidores com

3,45 kVA os resultados são mais animadores, havendo possibilidades rentáveis de investimento para

as regiões Centro e Sul. Contudo, na zona Norte, deverá ser indiferente para estes clientes investir

em painéis FV (VAL = 0).

Como referido no parágrafo inicial deste capítulo, a (larga) maioria dos clientes em BTN optou

pela tarifa simples, sendo que destes, mais de 95% têm uma potência contratada igual ou superior a

3,45 kVA. Os resultados obtidos na análise do VAL demonstram que as condições de mercado

consideradas são já favoráveis ao investimento em tecnologia FV para a maioria dos clientes com a

tarifa simples.

4.4.2. Tarifa Bi-Horária

A tarifa bi-horária, por sua vez, é caraterizada pela diferença de preço da EE consoante a hora

em que se regista o consumo. Os consumidores que optem por esta tarifa podem também escolher

entre um de dois ciclos horários: o ciclo diário e o ciclo semanal, já descritos no capítulo 3. Dos

consumidores em BTN com potência contratada igual ou inferior a 20,7kVA, cerca de 17,3% optaram

pela tarifa bi-horária.

Os cenários analisados utilizaram os mesmos pressupostos que os anteriores, para

consumidores com tarifas simples. Os resultados, discriminados entre clientes com ciclo diário e com

ciclo semanal apresentam-se nas tabelas abaixo, primeiro os resultados para o ciclo diário e depois

para o ciclo semanal.

Tabela 12: Resultados da Análise do VAL (em €) para Clientes c/ Tarifa Bi-horária e Ciclo Diário Localizados na Região Norte

( kV A ) 0 .2 5kW 0 .5kW 1kW 1.5kW 2 kW 2 .5kW 3 kW 4 kW 5kW 6 kW

3,45 51 21 nd nd nd nd nd nd nd nd

4,6 (44) 123 (94) (1 107) nd nd nd nd nd nd

5,75 (115) 52 258 (398) (1 457) nd nd nd nd nd

6,9 (53) 114 (28) (993) nd nd nd nd nd nd

10,35 (185) (18) 315 83 (745) (1 837) nd nd nd nd

13,8 (380) (212) 126 463 468 (86) (935) (3 115) nd nd

17,25 (385) (212) 132 477 821 1 145 1 335 863 (643) (2 672)

20,7 (428) (255) 90 436 781 1 123 1 373 1 228 (9) (1 884)


4,6 (44) 123 33 (669) nd nd nd nd nd nd

5,75 (115) 52 288 (140) (878) nd nd nd nd nd

6,9 (53) 114 82 (584) nd nd nd nd nd nd

10,35 (185) (18) 315 214 (346) (1 109) nd nd nd nd

13,8 (380) (212) 126 463 544 196 (379) (1 902) nd nd

17,25 (385) (212) 132 477 821 1 150 1 376 1 170 168 (1 237)

20,7 (428) (255) 90 436 781 1 124 1 396 1 443 648 (638)

Tarifa

bi-horárias c/

venda

Tarifa

bi-horárias s/

venda

N ort e


57

Na tabela acima estão representados os VALs para clientes com tarifa bi-horária na região Norte.

Se compararmos com o quadro homólogo para os clientes com a tarifa simples, desde logo se nota

que a mudança de tarifa foi benéfica para clientes com 3,45 kVA. Neste caso, ambas as opções de

investimento passam a ter um VAL positivo. No entanto, a mudança tarifária penaliza investimentos

em instalações com menor potência. Neste caso, o investimento em apenas um módulo de 250kWp

não é rentável para clientes com potência contratada superior a 3,45kVA.Já o investimento em

módulos com potência de 500kWp apenas é rentável para clientes com potência igual ou inferior a

6,9kVA.

Nos cenários com menor potência de FV instalada verificou-se um decréscimo na rentabilidade

dos investimentos, verificando-se situações que passaram de um VAL positivo para um negativo. Por

outro lado, verificou.se existir um aumento significativo nas opções de maior potência, sendo os

clientes associados ao perfil de consumo A os mais beneficiados. Com a adoção da tarifa bi-horária, a

opção mais rentável para clientes com 17,25kVA passa a ser a de instalação de um sistema com

3kWp e para clientes com 20,7kVA a de instalação dum sistema com 4kWp. Para consumidores com

o perfil A e com tarifa simples, a opção mais rentável é a de uma instalação de 1,5kWp, sendo o VAL

deste projeto aproximadamente 3% do valor das novas opções de investimento investigadas. Os

consumidores associados ao perfil C veem também aumentar a rentabilidade dos cenários de

investimento, podendo optar por uma maior potência FV instalada e obtendo ganhos absolutos

maiores ao longo do tempo de vida do projeto.

Tabela 13: Resultados da Análise do VAL (em €) para Clientes c/ Tarifa Bi-horária e Ciclo Diário Localizados na Região Centro

Na região Centro identificam-se as mesmas tendências encontradas para a região Norte, ao

comparar estes resultados com os obtidos para consumidores com a tarifa simples. Ou seja, observa-

se o crescimento da rentabilidade para projetos com maior capacidade FV e decréscimo do VAL para

investimentos em 250 kWp e 500 kWp exceto para clientes com 3,45 kVA de potência contratada.

Comparando com os clientes na região Norte com a mesma opção tarifária, nota-se que a

rentabilidade de todos os cenários é maior. Confirma-se, portanto, a tendência já observada para

consumidores com tarifas simples.



4,6 13 236 (16) (1 065) nd nd nd nd nd nd

5,75 (59) 164 396 (302) (1 401) nd nd nd nd nd

6,9 3 226 57 (945) nd nd nd nd nd nd

10,35 (128) 95 530 229 (634) (1 768) nd nd nd nd

13,8 (324) (99) 352 797 729 124 (755) (3 014) nd nd

17,25 (328) (99) 359 817 1 275 1 679 1 907 1 289 (336) (2 431)

20,7 (371) (142) 317 776 1 235 1 676 1 982 1 726 356 (1 592)


4,6 13 236 145 (559) nd nd nd nd nd nd

5,75 (59) 164 445 12 (730) nd nd nd nd nd

6,9 3 226 199 (468) nd nd nd nd nd nd

10,35 (128) 95 533 404 (157) (925) nd nd nd nd

13,8 (324) (99) 352 798 849 487 (85) (1 616) nd nd

17,25 (328) (99) 359 817 1 275 1 691 1 973 1 706 665 (739)

20,7 (371) (142) 317 776 1 235 1 680 2 021 2 035 1 190 (101)

Tarifa

bi-horárias c/

venda

Tarifa

bi-horárias s/

venda

C ent ro


58

Para clientes situados na região Sul, cujos resultados estão representados na tabela 14, a

liberdade de escolha dos projetos de investimento é maior. Neste caso, existem soluções

financeiramente viáveis e que carecem de menor investimento inicial para todos os níveis de potência

contratada. Este fator pode revelar-se importante na melhoria da CI de FV instalada em BT porque

permite a famílias com menor rendimento disponível realizar uma poupança com a fatura de

eletricidade, ao mesmo tempo que contribuem para a descarbonização do sistema elétrico.

Tabela 14: Resultados da Análise do VAL (em €) para Clientes c/ Tarifa Bi-horária e Ciclo Diário Localizados na Região Sul

As três tabelas abaixo demonstram os resultados obtidos para clientes com a tarifa bi-horária e

ciclo semanal. Este ciclo, tal como explicado anteriormente, contabiliza 76h de vazio por semana e

favorece quem consome mais EE durante o fim-de-semana.

Tabela 15: Resultados da Análise do VAL (em €) para Clientes c/ Tarifa Bi-horária e Ciclo Semanal Localizados na Região Norte

Na tabela estão apresentados os resultados da análise financeira executada para clientes com o

ciclo semanal na região Norte. Com a introdução do ciclo semanal, os investimentos em sistemas

com menor potência - 250kWp e 500kWp - tornam-se rentáveis se comparados com o caso do ciclo

diário. A rentabilidade destes sistemas também aumenta face ao caso de clientes com tarifa simples.

Para clientes com potência até 6,9kVA foi verificado um aumento de 1800% face ao caso da tarifa



4,6 89 389 77 (1 020) nd nd nd nd nd nd

5,75 17 317 562 (191) (1 339) nd nd nd nd nd

6,9 79 379 158 (893) nd nd nd nd nd nd

10,35 (52) 248 788 400 (509) (1 691) nd nd nd nd

13,8 (247) 54 658 1 213 1 043 373 (548) (2 900) nd nd

17,25 (251) 55 666 1 278 1 887 2 377 2 595 1 777 24 (2 161)

20,7 (294) 12 625 1 237 1 850 2 402 2 762 2 311 777 (1 260)


4,6 89 389 287 (418) nd nd nd nd nd nd

5,75 17 317 644 203 (542) nd nd nd nd nd

6,9 79 379 348 (323) nd nd nd nd nd nd

10,35 (52) 248 801 642 81 (690) nd nd nd nd

13,8 (247) 54 658 1 224 1 232 856 286 (1 247) nd nd

17,25 (251) 55 666 1 278 1 888 2 406 2 714 2 365 1 295 (108)

20,7 (294) 12 625 1 237 1 850 2 416 2 834 2 768 1 867 578

Tarifa

bi-horárias c/

venda

Tarifa

bi-horárias s/

venda

Sul



4,6 72 145 (209) (1,275) nd nd nd nd nd nd

5,75 72 145 174 (573) (1,681) nd nd nd nd nd

6,9 72 145 (140) (1,164) nd nd nd nd nd nd

10,35 72 145 289 (78) (978) (2,117) nd nd nd nd

13,8 74 148 295 443 287 (368) (1,287) (3,561) nd nd

17,25 77 153 306 460 613 755 819 198 (1,390) (3,468)

20,7 77 154 308 462 616 768 869 548 (788) (2,723)


4,6 72 145 (81) (837) nd nd nd nd nd nd

5,75 72 145 203 (316) (1,102) nd nd nd nd nd

6,9 72 145 (30) (754) nd nd nd nd nd nd

10,35 72 145 289 53 (579) (1,389) nd nd nd nd

13,8 74 148 295 443 364 (86) (732) (2,348) nd nd

17,25 77 153 306 460 613 760 859 505 (579) (2,033)

20,7 77 154 308 462 616 769 892 763 (131) (1,476)

N ort e

Tarifa

bi-horárias s/

venda

Tarifa

bi-horárias c/

venda


59

simples. Para os restantes clientes o aumento foi menor, situando-se entre 1000% e 1100%. Tratam-

se, no entanto, de aumentos de rentabilidade extraordinários.

Os cenários de investimento em sistemas de capacidade mais elevada, ao apresentarem VALs

menos positivos do que para clientes com o ciclo diário. Para clientes com 17,25kVA de potência

contratada, o cenário de investimento mais rentável continua a ser o investimento associado a um

sistema de 3kWp, contudo o VAL deste investimento decresce aproximadamente 38% em relação ao

cenário com o ciclo diário. Para consumidores com 13,8kVA e com 20,7kVA contratados, a

capacidade do sistema mais rentável diminui para 1,5kWp e 3kWp, respetivamente.

Tabela 16: Resultados da Análise do VAL (em €) para Clientes c/ Tarifa Bi-horária e Ciclo Semanal Localizados na Região Centro

Nas tabelas 16 e 17 estão representados os resultados para as regiões Centro e Sul,

respetivamente. Verifica-se, uma vez mais, o aumento da rentabilidade para deste dois cenários face

à região Norte e da região Sul face à região Centro. As diferenças face aos clientes que optaram pelo

ciclo horário ou pela tarifa simples são idênticas às identificadas na análise do resultado da região

Norte. Os projetos com menor capacidade são os mais beneficiados, verificando-se viabilidade

financeira para as instalações de 0,25kWp e 0,5kWp para todos os níveis de potência. Contudo, os

aumentos verificados são menores em termos relativos.



4,6 123 246 (140) (1 239) nd nd nd nd nd nd

5,75 123 246 296 (488) (1 633) nd nd nd nd nd

6,9 123 246 (65) (1 122) nd nd nd nd nd nd

10,35 123 246 481 51 (881) nd nd nd nd nd

13,8 124 248 497 740 519 (184) (1 129) (3 474) nd nd

17,25 127 254 509 763 1 018 1 243 1 355 598 (1 101) (3 240)

20,7 128 255 510 765 1 021 1 266 1 434 1 015 (445) (2 447)


4,6 123 246 21 (733) nd nd nd nd nd nd

5,75 123 246 345 (175) (963) nd nd nd nd nd

6,9 123 246 77 (646) nd nd nd nd nd nd

10,35 123 246 483 226 (404) nd nd nd nd nd

13,8 124 248 497 741 640 180 (459) (2 076) nd nd

17,25 127 254 509 763 1 018 1 255 1 420 1 016 (100) (1 549)

20,7 128 255 510 765 1 021 1 271 1 473 1 324 389 (956)

C ent ro

Tarifa

bi-horárias s/

venda

Tarifa

bi-horárias c/

venda


60

Tabela 17: Resultados da Análise do VAL (em €) para Clientes c/ Tarifa Bi-horária e Ciclo Semanal Localizados na Região Sul

4.4.3. Observações Conclusivas da Análise Financeira

Dos resultados obtidos conclui-se, em primeiro lugar, que a localização de cada consumidor

afeta diretamente a rentabilidade de investimentos em capacidade FV. Este fato é facilmente

explicado pela diferença no número de horas de Sol, que se reflete na quantidade de EE produzida

pela instalação FV. Verificou-se uma diferença de rentabilidade para todas as opções tarifárias e para

todos os níveis de potência quando comparados entre si para as diferentes regiões.

Figura 30: VAL para clientes c/ 13,8kVA e tarifa simples

Figura 31: VAL para Clientes c/ 13,8kVA e Tarifa Bi-horária de Ciclo Diário



4,6 191 382 (57) (1 200) nd nd nd nd nd nd

5,75 191 382 443 (391) (1 580) nd nd nd nd nd

6,9 191 382 24 (1 078) nd nd nd nd nd nd

10,35 191 382 710 201 (773) (1 992) nd nd nd nd

13,8 193 385 770 1 111 798 36 (948) (3 375) nd nd

17,25 196 392 783 1 175 1 565 1 888 2 001 1 058 (761) (2 987)

20,7 196 392 785 1 177 1 570 1 929 2 164 1 565 (48) (2 134)


4,6 191 382 153 (598) nd nd nd nd nd nd

5,75 191 382 525 3 (783) nd nd nd nd nd

6,9 191 382 213 (508) nd nd nd nd nd nd

10,35 191 382 723 443 (183) (991) nd nd nd nd

13,8 193 385 770 1 122 987 519 (114) (1 721) nd nd

17,25 196 392 783 1 175 1 566 1 917 2 120 1 645 510 (934)

20,7 196 392 785 1 177 1 570 1 943 2 236 2 022 1 042 (296)

Sul

Tarifa

bi-horárias s/

venda

Tarifa

bi-horárias c/

venda

-3000

-2500

-2000

-1500

-1000

-500

0

500

0,25 0,5 1 1,5 2 2,5 3 4

VA

L (

€)

Potência Instalada FV (kWp)

Norte s/venda Centro s/venda Sul s/venda

-2000

-1500

-1000

-500

0

500

1000

1500

0,25 0,5 1 1,5 2 2,5 3 4

VA

L (

€)

Potência Instalada FV (kWp)Norte s/venda Centro s/venda Sul s/venda


61

Nas curvas acima, está apresentada a rentabilidade dos projetos FV analisados nos subcapítulos

anteriores para clientes com 13,8 kVA de potência instalada. Quer para a tarifa simples, quer para a

tarifa bi-horária com ciclo diário, verifica-se que os projetos mais rentáveis são os que se situam na

região Sul. O mesmo se verifica para os outros níveis de potência com outras opções tarifárias.

Vejamos, por exemplo, o gráfico abaixo que demonstra a rentabilidade de clientes com 20,7 kVA de

potência contratada e com tarifa bi-horária de ciclo semanal.

Figura 32: VAL para Clientes c/ 20,7kVA e Tarifa Bi-horária de Ciclo Semanal

Tal como explicado anteriormente, não foi considerado qualquer custo adicional para produtores

que optem por contratos que preveem a venda do excesso de EE produzida. Portanto, em todos os

cenários se observou que o VAL de um investimento com venda à rede, este custo é sempre igual ou

maior do que para consumidores que não têm esta opção (assumindo o mesmo nível de potência

contratada, de potência da instalação FV e localização geográfica). As curvas abaixo ilustram

precisamente este fato.

Figura 33: Rentabilidade c/ Venda vs. s/ Venda (5,75kVA, Tarifa Bi-horária Ciclo Diário)

-2500

-1500

-500

500

1500

2500

0,25 0,5 1 1,5 2 2,5 3 4 5 6VA

L (

€)


Norte s/venda Centro s/venda Sul s/venda

-1500

-1000

-500

0

500

0,25 0,5 1 1,5 2

VA

L (

€)


Centro s/venda Centro c/venda


62

Figura 34: Rentabilidade c/ Venda vs. s/ Venda (5,75kVA, Tarifa Simples)

Nos gráficos representou-se, para o mesmo escalão de potência contratada, a rentabilidade do

investimento para todas as opções tarifárias estudadas. Observou-se, tal como explicado, que a

rentabilidade de projetos com venda do excesso à rede é sempre maior ou igual à dos clientes que

optem por não efetuar este tipo de contrato. Portanto, espera-se que todos os potenciais investidores,

ao analisarem os possíveis cenários sob os pressupostos em estudo, optem sempre por vender o

excesso de produção ao CUR, mesmo que o preço se altere. Contudo esta conclusão pode não se

verificar se se introduzir variáveis de faturação extra previstas na lei ou mesmo se o preço da

remuneração da energia baixar.

Em suma podemos concluir que para a grande maioria dos consumidores em Portugal, o

investimento em soluções de tecnologia FV é viável, com exceção de clientes com potência

contratada de 2,3kVA e localizados no Norte ou Centro e para clientes com 1,15kVA em todas as

geografias. Contudo estas exceções não deverão constituir um obstáculo à penetração da tecnologia

na RND porque este tipo de clientes representam menos de 5% do total de Portugal continental. A

discriminação geográfica introduzida neste estudo demonstrou que existem claras diferenças de

rentabilidade em função da geografia do consumidor. Este resultado poderá traduzir-se numa mais

rápida adoção de tecnologia FV por parte dos clientes situados no Sul do País em relação às demais

geografias.

A diferença de rentabilidade consoante a opção tarifária escolhida, é também um dado

interessante. Verificou-se que consumidores com a tarifa bi-horária de ciclo semanal têm, em relação

a outros com o mesmo nível de potência, localização e opção tarifária, uma rentabilidade maior.

Informar os consumidores deste fato poderá levar a mais decisões de investimento favoráveis a

soluções de tecnologia FV, no caso destes consumidores adotarem uma outra opção tarifária para

obterem uma maior rentabilidade do seu investimento. Se os pressupostos da análise financeira

forem verificados para Portugal continental, então estão criadas as condições financeiras para que a

maioria dos consumidores em BTN adira a este tipo de soluções de geração de eletricidade. Nas

figuras abaixo apresentam-se as curvas da rentabilidade de projetos FV para consumidores com

13,8kVA e 20,7kVA de potência instalada e localizado na região Centro.

-2250

-1750

-1250

-750

-250

250

0,25 0,5 1 1,5 2

VA

L (

€)


Centro s/venda Centro c/venda


63

Figura 35: Rentabilidade dos Projetos FV de um Cliente c/ 13,8 kVA e para as Diferentes Opções Tarifárias

Figura 36: Rentabilidade dos Projetos FV de um Cliente c/ 20,7 kVA e para as Diferentes Opções Tarifárias

-4050

-3050

-2050

-1050

-50

950

0,25 0,5 1 1,5 2 2,5 3 3,5

VA

L (

€)

Potência Instalada FV (kWp)Tarifa Simples Ciclo Diário Ciclo Semanal

-4500

-3500

-2500

-1500

-500

500

1500

2500

0,25 0,5 1 1,5 2 2,5 3 4 5

VA

L (€

)


Tarifa Simples Ciclo Diário Ciclo Semanal


64

5. Casos para Estudo

Este capítulo teve como finalidade a recolha, análise e seleção de dados com as aproximações e

considerações tidas como adequadas para a realização da análise do trânsito de potências. Desta

forma incute-se ao modelo, a informação temporal e espacial necessárias e suficientes para a

posterior análise.

Em primeiro lugar efetua-se a descrição das duas redes utilizadas neste trabalho. Destas, a

primeira tem uma tipologia de rede urbana, zonas onde tipicamente existe uma maior densidade de

consumo, e a segunda rede pertence a um ambiente semi-rural caraterizado por um número de

consumidores mais reduzido bem como uma maior distância entre eles. Seguidamente apresentam-

se as variáveis que serão objeto de avaliação da análise do trânsito de potências e que servirão

posteriormente para avaliar o nível de investimento nas redes. Em terceiro e último lugar serão

descritos os vários cenários de penetração FV nas redes e que medirão o impacto da presença desta

tecnologia na rede BT. A penetração FV é medida em percentagem de clientes que possuem

instalado um sistema para autoconsumo.

Os dados apresentados neste capítulo e a descrição da modelação no capítulo 6 são

apresentados no seguimento do fluxograma da figura 29 apresentado no capítulo 3.4.

5.1. A Rede Nacional de Distribuição

O conhecimento da evolução do consumo como forma de estimar a procura futura é, do ponto de

vista do planeamento da rede, de extrema importância, dado que permite estabelecer o nível de

investimento necessário a assegurar o funcionamento do SEN.

No ano de 2013 verificou-se que cerca de 50% do consumo efetuou-se na BT. A distribuição de

consumos por setor, comparativamente ao ano de 2012, registou uma subida nos setores industriais,

não-domésticos e iluminação de edifícios do Estado. Registou-se um decréscimo de 0,8% no setor

doméstico e um decréscimo de 0,1 % no setor agrícola. Nos restantes setores a distribuição

permaneceu inalterada. No entanto, os consumos respetivos registaram em geral um decréscimo em

todos os setores [53].

A previsão dos consumos usada como base para o Plano de Desenvolvimento e Investimento na

Rede de Distribuição (PDIRD) tem como base um estudo elaborado pela EDP, Serviços Universais

(EDPSU), que considera os consumos verificados até ao ano de 2013. Os resultados desse estudo

são apresentados na tabela 18. Neste estudo foram também considerados os consumos próprios e

os fornecimentos às empresas do grupo EDP.

Na tabela abaixo são apresentadas as previsões anuais dos consumos globais, bem como a

evolução em MT e BT.


65

Tabela 18: Previsão da Energia Distribuída pela RND. Fonte: [53]

Para a realização deste trabalho é apenas relevante retratar a evolução do consumo na BT, uma

vez que é o fator determinante para a evolução do autoconsumo. Assumiu-se que para o consumo

em BT apenas seriam tidos em conta os consumidores dos serviços e consumidores domésticos que

constituíram segundo [53], 27% e 26,7% do consumo total da RND. Apesar de também ligado à BT,

optou-se por desprezar os clientes de IP porque representam apenas 4% do consumo total da RND.

Nos serviços, verificou-se um forte crescimento do consumo de eletricidade entre 1970 e 2000

(7,9% por ano). Apesar de uma redução na taxa de crescimento, o período entre 2000 e 2011 voltou a

apresentar uma variação positiva (3,2% por ano). Entre 2011 e 2019, a atual projeção aponta para

uma nova redução do crescimento (0,8% por ano), com dois períodos bem distintos — quebra anual

de 2% até 2014 seguida de um crescimento de 2,4% ao ano até 2019.

Figura 37: Consumo de Eletricidade no Setor dos Serviços. Fonte: [53]

No caso do setor residencial, o consumo de eletricidade varia com o número de consumidores

domésticos, bem como com o consumo privado. As previsões do consumo residencial podem ser

aferidas através de um modelo analítico, relacionando as taxas de penetração dos diferentes

eletrodomésticos com a previsível evolução dos consumos por equipamento. Esta informação é

importante por nos indiciar a taxa de saturação dos equipamentos domésticos bem como o potencial

para o seu crescimento. O gráfico seguinte ilustra a evolução do consumo residencial de eletricidade.

Após elevadas taxas de crescimento entre 1970 e 2000, na sequência da eletrificação do território e

da aquisição de segundas habitações (7,7% ao ano), assistiu-se a uma redução do crescimento do

consumo doméstico de eletricidade no período 2000-2010 (3,7% ao ano), tendo os últimos anos sido

marcados por fortes quebras no consumo (redução média anual estimada de 5,2% entre 2010 e

2013. De 2013 em diante estima-se uma recuperação moderada, com o crescimento médio anual a

situar-se em 1,0% [53].

2014 2015 2016 2017 2018 2019

MT + BTE + BTN + IP 35 115 35 606 36 037 36 636 37 343 38 175 39 107

Variação Anual (%) -3,2% 1,4% 1,2% 1,7% 1,9% 2,2% 2,4%

PrevistoEnergia Distribuida pela RND (GWh) Verificado 2013


66

Figura 38: Evolução no Consumo de Eletricidade Residencial em Portugal. Fonte [53]

Para analisarmos o contributo que uma penetração elevada de FV em BT para a RND, terá que

ser realizado num contexto que preveja o aumento da carga na rede, emulando a tendência histórica

de crescimento no consumo de EE. Na simulação de trânsito de potência, detalhada no capítulo 5,

realizam-se iterações com o aumento homotético da carga na rede. Desta forma retirar-se-á a

capacidade de acomodação de carga na rede para os diferentes níveis de penetração de FV. Se se

verificar que as redes poderão acomodar mais carga devido à presença de FV, então isto poderá

significar a possibilidade de adiamento no investimento que ocorre devido ao aumento do consumo

nas redes (ver figuras 37 e 38).

5.1.1. Descrição das Redes

Para testar o algoritmo de proposto e investigar o impacto da GD FV na rede de distribuição de

Portugal continental, estudaram-se duas redes distintas. A primeira, com uma tipologia urbana, está

representada na figura 52 em anexo. Esta rede contempla apenas o que está destacado a azul. Este

segmento contém 54 nós contando com o transformador. Neste troço estão 105 clientes com

diferentes níveis de potência contratada e ligação monofásica e trifásica. A rede pertence a um meio

urbano e a maior distância de um nó para o transformador é de cerca 300m. Este troço é alimentado

por um transformador de 250kVA. Os clientes com ligação monofásica têm uma potência instalada

entre 1,15kVA e 6,9kVA que no decorrer da simulação foram distribuídos aleatoriamente entre as

fases. No caso dos clientes trifásicos, já existem consumidores com um nível de potência contratada

associada ao perfil de consumo A, ou seja com potências de 17,25kVA e 20,7kVA. Estes clientes têm

a sua potência dividida igualmente entre as três fases do sistema.

A segunda rede apresenta uma tipologia semi-rural. Trata-se de uma rede radial com 3 feeders

por onde estão distribuídos 33 barramentos (um de referência) e 32 linhas. Esta rede é alimentada

por um transformador de 100kVA. Tipicamente, as redes de ambientes rurais (ou semi-rurais) têm

feeders compridos. Nesta rede, existem nós que se encontram a mais de 450m do transformador. No

caso desta rede, os clientes já se encontram previamente distribuídos pelas três fases. Os dados

referentes aos cabos de ambas as redes e às figuras descritivas, encontram-se disponíveis no anexo

A.1 e A.2.


67

5.2. Limites Técnicos

Na maioria dos casos, a rede de distribuição está desenhada para fluxos de potência

unidirecionais dos níveis de tensão maiores para os níveis mais baixos, e naturalmente da rede para

as cargas dos consumidores. Quando existe um fluxo de potência na direção contrária, podem surgir

problemas de gestão do nível de tensão e da temperatura nos equipamentos, podendo por em causa

o bom funcionamento destes. O fluxo inverso de potência ocorre quando a carga local é insuficiente

para absorver a geração a partir da GD sendo a carga “empurrada” para a rede a montante [54].

As equações do trânsito de potência podem ser usadas para quantificar a quantidade de geração

que pode ser conectada sem necessidade de reforço da rede. A prática geral nas redes de

distribuição é de limitar a capacidade de conexão de GD baseadas no caso extremo de carga mínima

e geração máxima. O máximo de geração que pode ser acomodada sem necessidade de reforço da

rede está limitado pelo limite de tensão [54]. No decorrer deste trabalho considerou-se que o nível de

penetração da tecnologia FV está restringido pelo nível máximo de tensão permitido na rede e pela

carga máxima a que os cabos e transformadores podem estar sujeitos. Os parâmetros são, tal como

em [55]:

Quando os elementos da rede, neste caso transformador e cabos, atingem 150% da sua

potência nominal

A tensão num barramento com GD superar 1,03 p.u.

Se algum destes parâmetros for excedido em algum troço da rede então ter-se-á que efetuar

investimentos de substituição e/ou expansão antes de ser adicionada mais capacidade de geração à

rede.

5.3. Cenários de Investigação

A figura 39 demonstra a evolução da CI de painéis FV em Portugal. Até 2007 a capacidade

instalada era desprezável mas desde então notou-se uma clara evolução, nomeadamente um valor

de CI em torno dos 230MW até setembro de 2015. Até junho de 2014, data do PDIRD 2015-2019, na

produção fotovoltaica, 60% da produção ligada foi materializada em mini- e microprodução. Os

restantes 40% foram ligados ao abrigo de lotes de 2MVA atribuídos no âmbito do Concurso

Fotovoltaico. As ligações e investimento efetuado foram exclusivamente na rede MT. Se a tendência

continuar, a CI de FV poderá constituir uma percentagem não desprezável da potência instalada em

Portugal.


68

Figura 39: Evolução da Capacidade Instalada de FV em Portugal. Fonte: [56]

Tendo em conta os dados da figura 39, investigaram-se cinco cenários de penetração de FV nas

redes de teste, sendo que a percentagem de penetração de FV é apresentada como percentagem de

clientes possuem CI de tecnologia FV. O estudo das redes sob os vários cenários de geração solar,

tem por objetivo determinar o impacto no nível de investimento na rede BT.

Tabela 19: Cenários de Penetração FV Investigados

Optou-se por investigar os cenários descritos na tabela 19 admitindo dois níveis de potência

instalada diferentes. Primeiro considerou-se que todos os clientes da rede têm potência instalada

correspondente ao perfil disponibilizado pela ERSE (perfil de produção base) e em segundo lugar

investigaram-se os mesmos cenários mas considerando que todos os clientes têm 1,5kWp de

potência instalada (perfil de produção ajustado).

Cenário

A

B

C

D

E

Utilizadores c/ CI FV

0%

10%

25%

50%

100%


69

6. Modelação

A Comissão Europeia em [48] reconhece o papel do autoconsumo e o papel central dos

consumidores-produtores, ou “prosumers”, na transição energética europeia. São também referidas

as vantagens que o autoconsumo pode trazer ao SEN, nomeadamente a redução de perdas e a

redução do consumo na ponta. Este documento, que explica as boas práticas a aplicar ao

autoconsumo, distingue dois tipos de tarifas a aplicar: uma baseada no volume consumido de energia

através da rede, volumetric tariff, e uma capacity tariff na qual os custos para o prosumer só são

reduzidos se o autoconsumo reduzir o consumo do próprio no pico da rede. Em [57] os autores

sugerem também um esquema tarifário em que o ORD que o ORD compensa um prosumer caso este

beneficie a operação da rede, caso contrário este compensaria o ORD pelo prejuízo adicional

causado.

Este trabalho visa a criação duma tarifa que seja um hibrido entre a volumetric tariff e a capacity

tariff. Ou seja como as duas quantidades são utlizadas no cálculo das tarifas a aplicar aos

consumidores e sendo as duas quantidades também determinantes na operação do sistema faz

sentido que a tarifa criada proporcione equilíbrio económico ao englobar todas as variáveis utilizadas

no cálculo atual das tarifas. De seguida será clarificada a modelação utilizada no decorrer do

trabalho.

6.1. Trânsito de Potência5

O cálculo de um trânsito de potências (TP) permite conhecer o estado do sistema em regime

estacionário, para um dado conjunto de cargas nos barramentos (centrais, subestações, ou postos de

transformação). Na análise de um sistema produção/transporte a potência ativa fornecida é

normalmente especificada e a tensão nos barramentos produtores é mantida constante. As cargas

são normalmente representadas pelas suas potências ativas e reativas e é suposto não serem

afetadas pelas pequenas flutuações de tensão e frequência que ocorrem na exploração do sistema

em regime estacionário. O TP permite-nos determinar a tensão (em módulo e fase) nos barramentos

de um sistema elétrico a partir da qual se determinarão as potências que circulam nos ramos da rede

nessa configuração de produção/consumo. Para a resolução de um trânsito de potências precisamos

de conhecer:

Impedâncias de todos os elementos da rede;

Potências ativas e reativas produzidas e consumidas na rede;

Tensão (em módulo) nos barramentos com dispositivos de controlo de tensão.

Os dados a obter do TP serão:

5 Fonte: 58. Momoh, J., Smart grid: Fundamentals of Design and Analysis. Vol. 63. 2012: John

Wiley & Sons. e 59. Paiva, S. and L.F. Coelho, Redes de Energia Eléctrica: Uma Análise Sistémica. 2005.


70

Amplitude e argumento das tensões de todos os barramentos;

Potência ativa e reativa produzida e consumida em todos os barramentos;

Potências injetadas nas extremidades dos elementos (linhas e transformadores) da rede;

Perdas totais.

6.1.1. Formulação de um Problema

O cálculo do TP exige a resolução de um sistema de equações que definem uma rede elétrica

em que as linhas são representadas pelo seu equivalente em π e as cargas e potências produzidas,

por uma corrente. O sistema de equações a resolver é não linear devido às correntes nodais serem

especificadas como: 𝐼𝑖 = 𝑆𝑖

∗

𝑉𝑖∗ em que 𝑉𝑖

∗ não é conhecido. Como as perdas do sistema não são

conhecidas á priori, não é possível especificar as potências produzidas por todos os barramentos.

Assim não se especifica a potência de um dos barramentos, designado por barramento de

compensação (ou de balanço).

Define-se potência injetada (𝑃 + 𝑗𝑄) num barramento, como a diferença entre a potência

produzida (𝑃𝑝 + 𝑗𝑄𝑝) e a potência consumida (𝑃𝑐 + 𝑗𝑄𝑐) nesse barramento, como a figura ilustra.

Figura 40: Definição de Potência Injetada

O cálculo do módulo e argumento das tensões é trabalhoso. Dada a não-linearidade das

equações do TP, a solução tem que ser numérica, usando um método iterativo. Os três métodos

clássicos que podem ser utilizados na solução são os seguintes [59]:

1. Método de Gauss-Seidel

2. Método de Newton-Raphson

3. Método do Desacoplamento

A sequência do processo computacional, em qualquer dos métodos, inicia-se com uma

estimativa de um valor inicial para as amplitudes e argumentos das tensões nos barramentos,

calculando-se em seguida uma correção que, adicionada àquele valor, conduz a uma melhor

aproximação da solução final. Completada esta primeira iteração, o processo repete-se por iterações

sucessivas, até que o valor das amplitudes das tensões em todos os barramentos cumpra os

requisitos de precisão especificados. Nestas condições o método é convergente, conduzindo a uma

solução tanto mais rigorosa quanto maior for o número de iterações. Pode acontecer que o método

seja divergente, não conduzindo a uma solução. Não está no âmbito deste trabalho a descrição

detalhada dos métodos de TP. Remete-se à literatura indicada para qualquer esclarecimento


71

adicional. No entanto estes métodos foram desenvolvidos para trânsitos e potência em redes de alta

ou média tensão onde se assume, para efeitos de estudo de TP, que a carga é equilibrada nas três

fases, o que simplifica a aplicação dos algoritmos. No entanto esta hipótese não se verifica para

estudos na rede de distribuição BT.

Na rede de distribuição BT a carga é tipicamente desequilibrada, devido aos vários tipo e perfis

de consumo existente e devido à ligação dos clientes monofásicos (uma fase pode ter mais carga do

que as outras duas). O algoritmo utilizado para resolver o TP na rede de distribuição BT é o “three

phase power flow” ou o “trânsito de potências em três fases” é proposto em [58] e [60] e será o

método utilizado neste trabalho.

6.1.2. Algoritmo para Redes Equilibradas

O algoritmo pode ser dividido em três passos distintos. Primeiro, atribui-se um valor inicial para a

tensão nos nós onde existe carga ou geração e determina-se a corrente injetada nos ramos desde os

nós que estão no fim da rede até ao nó de balanço. O segundo passo consiste em determinar as

novas tensões em cada nó, a partir das correntes calculadas previamente. Neste passo, os cálculos

são efetuados a partir do nó de balanço até aos nós situados nas extremidades da rede em questão.

O valor de tensão obtida será a tensão fase-neutro.

O terceiro e último passo será então a verificação da convergência do algoritmo. As tensões

calculadas no segundo passo serão comparadas com as tensões iniciais (ou da iteração anterior). Se

as diferenças forem menores que um valor previamente estabelecido, então o algoritmo converge.

Senão, terão que se realizar os três passos anteriormente de novo até que a convergência seja

obtida. Na aplicação deste algoritmo apenas foram considerou-se um fator de potência de 0,95 e que

os geradores FV apenas fornecem potência ativa. O método é explicado abaixo, recorrendo a uma

rede equilibrada de 5 nós e duas cargas tal como em [61].

Figura 41: Rede para Ilustração do Algoritmo Proposto. Fonte: [61]

Inicialmente assume-se que os ramos estão representados pela sua impedância longitudinal e

que as tensões nos nós são iguais à tensão do nó de balanço (�̅�𝑖0 = �̅�1). A partir das equações (6) e

(7) determinamos a injeção de corrente injetada a partir de cada carga. A corrente 𝐼�̅�𝑖 é a corrente no

ramo i na iteração k e 𝑆�̅�𝑖 a carga no nó i.

𝐼2̅0 = (

�̅�𝐿2

𝑉20 )∗ (6)

𝐼5̅0 = (

�̅�𝐿5

𝑉50 )∗ (7)


72

Através do método da superposição calculamos a contribuição de cada nó para as correntes nos

ramos.

Figura 42: Correntes nos Ramos da Rede. Fonte: [60]

As correntes em cada ramo serão dadas pelas seguintes equações:

𝐼1̅20 = 𝐼2̅

0 + 𝐼5̅0 (8)

𝐼2̅30 = 𝐼3̅4

0 = 𝐼4̅50 = 𝐼5̅

0 (9)

No segundo passo do algoritmo, as novas tensões nos nós serão calculadas a partir da tensão

nó prévio e das correntes no ramo calculadas no passo anterior, através da equação

𝑉𝑗

1= 𝑉𝑖 − 𝐼𝑖,𝑗

0𝑍𝑖,𝑗 (10)

onde i é o índice do nó e j o índice do nó adjacente. O passo final será então comparar as

tensões obtidas na equação (10) com as tensões iniciais, utilizadas para calcular a corrente injetada

em cada nó. Se a módulo da diferença for menor que a margem de erro utilizada o algoritmo

convergiu. Senão os passos anteriores serão repetidos até que a convergência seja atingida. Para

termos em conta geração distribuída, basta subtrair à potência da carga, a potência gerada no painel

FV. Assim poder-se-á verificar, para momentos em que a potência geração solar ultrapassa a

potência consumida, que as correntes terão uma direção inversa ás da figura 42.

6.1.3. Algoritmo para Redes Desequilibradas

Figura 43: Exemplo de Rede Trifásica Desequilibrada. Fonte: [60]

Considerando a rede na figura 43, verifica-se que existem duas cargas: a carga 2 está ligada

entre a fase C e o neutro (não está representado) e a carga 5 está ligada entre a fase A e ao neutro.


73

No primeiro passo do algoritmo, considera-se que as tensões são em iguais em módulo à do nó

de balanço mas estão desfasadas entre si em 2𝜋

3. Como o sistema não é equilibrado também temos

que considerar o neutro, cuja corrente é dada por

𝐼𝑛 = −(𝐼𝐴 + 𝐼𝐵 + 𝐼𝐶) (11)

Para a aplicação do TP de três fases basta aplicar em cada fase os mesmos passos descritos no

subcapítulo anterior a cada fase da rede.

Primeiro calcula-se as correntes injetadas por cada carga e de seguida as correntes que

percorrem cada ramo, para as três fases. As correntes nos ramos e no neutro serão dadas então

pelas equações seguintes:

𝐼�̅�120 = 𝐼�̅�23

0 = 𝐼�̅�340 = 𝐼�̅�45

0 = 𝐼�̅�0 (12)

𝐼�̅�120 = 𝐼�̅�23

0 = 𝐼�̅�340 = 𝐼�̅�45

0 = 0 (13)

𝐼�̅�120 = 𝐼�̅�

0 (14)

𝐼�̅�230 = 𝐼�̅�34

0 = 𝐼�̅�450 = 0 (15)

𝐼�̅�120 = 𝐼�̅�34

0 = 𝐼�̅�450 = 0 (16)

No segundo passo do algoritmo serão calculadas as tensões utilizando as tensões especificadas

inicialmente e as correntes nos ramos. Como a corrente do neutro é considerada as tensões são

calculadas através da equação (17) acrescida de um termo. Ficamos então com,

𝑉𝑓𝑎𝑠𝑒𝑗

1= 𝑉𝑓𝑎𝑠𝑒𝑖

− 𝐼𝑓𝑎𝑠𝑒𝑖,𝑗

0𝑍𝑓𝑎𝑠𝑒𝑖,𝑗

+ 𝐼𝑛𝑓𝑎𝑠𝑒𝑖,𝑗

0𝑍

𝑛𝑓𝑎𝑠𝑒𝑖,𝑗

(17)

onde i é o índice do nó e j o índice do nó adjacente. Este modelo assume que a tensão do neutro

do transformador é nula e que não existem impedâncias mútuas entre os condutores. Por último, e tal

como para o caso da carga equilibrada, é verificado se o algoritmo converge calculando a diferença

entre as tensões obtidas e as tensões da iteração anterior. Caso se verifique que estão acima da

margem de erro definida, o processo repete-se até que o método convirja.


74

7. Resultados

. Neste capítulo serão apresentados os resultados obtidos no âmbito dos estudos de viabilidade

financeira e de integração no sistema elétrico de capacidade FV em duas redes de distribuição. O

estudo de viabilidade financeira procura aproximar os cenários de penetração FV á realidade,

assumindo que o consumidor procura sempre obter rentabilidade para os seus investimentos. No

estudo de trânsito foi desenvolvido com o objetivo de identificar as situações limite das redes quando

a carga é aumentada significativamente.

7.1. Rede Urbana

Para a rede urbana os diagramas de referência da rede para os dois cenários de geração

considerados são os representados abaixo.

Figura 44: Diagrama de Referência Rede Urbana Utilizando o Perfil de Produção Base

Figura 45: Diagrama de Referência da Rede Urbana Utilizando o Perfil de Produção Ajustado

Com os diagramas representados acima pode-se aferir o perfil de consumo da rede e entender

de que maneira é que a presença de tecnologia FV alterou os padrões do cenário base, i.e. sem

geração solar. Como já explicado anteriormente, no caso de redes de distribuição cuja produção de

energia exceda o consumo, pode-se verificar o fenómeno de “reverse flow”. Quando este desajuste

entre geração e consumo se verifica, o excesso de energia é injetada na rede a montante do

transformador que nos diagramas é sinalizado pelo sinal negativo da carga. Como são considerados


75

dois cenários distintos de produção de eletricidade, o diagrama na figura 44 apresenta valores de

potência “mais negativos” do que os da figura 45. Se analisarmos para o cenário E a situação de

“reverse flow” verifica-se em cerca de 45% do ano e no segundo caso em cerca de 38% do ano.

Apesar dos diferentes cenários analisados mostrarem curvas de consumo diferentes pode-se

observar que os valores de potência na ponta são comuns em qualquer dos cenários analisados. Ou

seja, a instalação deste tipo de tecnologia não consegue por si eliminar ou reduzir significativamente

o consumo na ponta (considerado um driver de investimento na rede) como também cria uma “ponta

negativa” nos períodos de maior geração. Como se poderá observar pelas figuras e tabelas nos

próximos parágrafos, este fator é crucial em matéria de investimento na rede porque obrigará o ORD

a tomar medidas adicionais que permitam á rede operar entre os limites definidos para este estudo.

Um dos critérios utilizados na aferição da necessidade de investimento na rede é a utilização dos

elementos físicos da rede em termos da sua potência nominal. As figuras 46 e 47 demonstram o

resultado das medições efetuadas ao nó de balanço, onde se situa o transformador MT / BT da rede.

Figura 46: Resultado das Medições no Nó de Balanço da Rede Urbana Utilizando o Perfil de Produção Base

Como não se verificaram quaisquer transgressões ao limite de 150% da potência nominal para o

caso de carga base (1,0 p.u.) e cenário A, pode-se que concluir que as transgressões verificadas nos

demais cenários se devem exclusivamente à existência de “reverse flows” causados pelo excesso de

geração momentânea da rede. Nos demais casos de carga, verificou-se que a instalação de potência

FV não iria diferir o investimento na rede. Contudo, nota-se uma tendência de diminuição do número

de transgressões com o aumento de carga de 1,0 para 1,2 p.u., quando se compara entre o mesmo

cenário de penetração solar. Esta diminuição pode ser explicada pelo melhor ajustamento entre

geração e consumo de energia que provém do aumento do consumo nas horas de geração solar.

Para o cenário em que se ajustou os níveis de produção solar, representado na figura abaixo,

observaram-se as mesmas tendências verificadas no cenário de geração anterior. Ou seja, uma

diminuição no número de transgressões até um certo nível de consumo (ajustamento da geração e

consumo) e o aumento do número de transgressões do limite de 150% com o aumento do nível de

penetração solar na rede.


76

Figura 47: Resultado das Medições no Nó de Balanço da Rede Urbana Utilizando o Perfil de Produção Ajustado

Apesar de se verificar uma diminuição do nível de transgressões entre 1,0 p.u. e 1,2 p.u.,

observa-se que o ORD não retirou qualquer benefício nesta vertente da operação da rede com o

aumento de geração na rede. Nos cenários considerados não existiu nenhuma situação em que

tenham deixado de existir transgressões do limite de potência imposto devido à presença de

capacidade instalada FV. Pelo contrário, verificou-se que em casos de elevada penetração a rede

necessitaria de investimento adicional para acomodar o nível de geração em BT.

As tabelas Tabela 20: Utilização do Ramo Mais Carregado da Rede Urbana, em % da Potência

Nominal, Utilizando o Perfil de Produção Base e Tabela 21: demonstram o maior grau de utilização

medido no ramo mais carregado da rede. Assumiu-se que este ramo estaria dimensionado para que

no cenário sem geração solar e com 1,0 p.u. de carga funcionasse a 50% da sua potência nominal na

ponta do consumo.

A tabela 20 apresenta os resultados para o cenário de geração com o perfil base da ERSE. Os

resultados aqui observados permitem corroborar algumas das conclusões retiradas das figuras

anteriores. Para o cenário E, em que todos os consumidores têm potência instalada FV, o ORD

necessitaria de realizar investimentos de modo a que a utilização máxima do ramo não excedesse o

limite de 150% da sua potência nominal. Apesar não se ter verificado nenhuma outra transgressão

dos limites de potência para os cenários de penetração de FV e de carga, mais uma vez se notou que

a presença de FV foi benigna para a operação (e investimento) na rede.

Tabela 20: Utilização do Ramo Mais Carregado da Rede Urbana, em % da Potência Nominal, Utilizando o Perfil de Produção Base

Para o cenário de geração ajustada foram observadas as mesmas tendências. Para os cenários

de menor penetração de tecnologia FV na rede, os valores para a utilização do ramo são os mesmos.

Significa isto que estes valores são medidos na ponta do consumo. Para o cenário E este valor é

Carga (p.u.) A B C D E

1,0 50,0% 50,0% 50,0% 104,5% 204,2%

1,1 55,3% 55,3% 55,3% 102,7% 202,6%

1,2 60,7% 60,7% 60,7% 100,8% 200,9%

1,3 66,1% 66,1% 66,1% 99,0% 199,3%

1,4 71,6% 71,6% 71,6% 97,1% 197,6%

1,5 77,2% 77,2% 77,2% 95,3% 195,7%

1,6 82,9% 82,9% 82,9% 93,4% 194,1%

Cenário


77

verificado para alturas de pico de geração. Como o total de potência FV instalada é menor, o limite

técnico para investimentos adicionais não é atingido.

Tabela 21: Utilização do Ramo Mais Carregado da Rede Urbana, em % da Potência Nominal, Utilizando o Perfil de Produção Ajustado

No que diz respeito ao primeiro critério de avaliação de investimento, observou-se que a

presença de tecnologia solar FV nesta rede BT não traz qualquer vantagem económica à operação

da rede porque não houve qualquer cenário analisado em que investimento deixou de ser efetuado

devido à presença desta tecnologia. Pelo contrário, verificou-se que para cenários de maior

penetração desta tecnologia seria necessário investimento para acomodar períodos de excesso de

geração.

Avaliaremos agora o segundo critério de investimento a ter em conta. Nas tabelas seguintes

apresentam-se o número de medições nos barramentos para as quais a tensão em qualquer

barramento estava acima de 1,03 p.u. e de 1,10 p.u. que é o limite superior da tensão utilizado em

[61].

Tabela 22: Número de Medições nos Nós da Rede Urbana em que V > 1,03 p.u. e V ≤ 1,1 p.u. Utilizando o Perfil de Produção Base

Tabela 23: Número de Medições nos Nós da Rede Urbana em que V > 1,1 p.u. Utilizando o Perfil de Produção Base

As tabelas 22 e 23 apresentam os resultados das medições aos nós da rede para o cenário de

produção com o perfil da ERSE. Para os cenários A, B e C verificou-se que não houve qualquer


1,0 50,0% 50,0% 50,0% 50,0% 97,4%

1,1 55,3% 55,3% 55,3% 55,3% 95,5%

1,2 60,7% 60,7% 60,7% 60,7% 93,6%

1,3 66,1% 66,1% 66,1% 66,1% 91,6%

1,4 71,6% 71,6% 71,6% 71,6% 87,8%

1,5 77,2% 77,2% 77,2% 77,2% 87,8%

1,6 82,8% 82,8% 82,8% 82,8% 85,9%

Cenário


1,0 0 0 0 6 625 12 135

1,1 0 0 0 6 235 12 041

1,2 0 0 0 5 783 11 915

1,3 0 0 0 5 488 11 689

1,4 0 0 0 5 159 11 606

1,5 0 0 0 4 733 11 474

1,6 0 0 0 4 316 11 311

Cenário


1,0 0 0 0 5 476 1 953

1,1 0 0 0 5 558 1 969

1,2 0 0 0 5 739 1 868

1,3 0 0 0 5 626 2 024

1,4 0 0 0 5 595 2 025

1,5 0 0 0 5 608 1 991

1,6 0 0 0 5 629 2 056

Cenário


78

transgressão dos limites de tensão impostos. Pelo contrário, nos cenários de penetração D e E o

limite de tensão foi ultrapassado mesmo no cenário de carga de 1,0 p.u.

Para o caso de geração ajustada verificamos que o número de medições para as quais o limite

de tensão é ultrapassado diminui. Os valores apresentados permitem também distinguir uma outra

tendência para além das já identificadas no caso anterior. Com o aumento homotético da carga na

rede observamos uma diminuição do número de medições que ultrapassam o limite estipulado,

devido ao melhor ajustamento entre geração e consumo nas horas de geração de eletricidade.

Contudo esta diminuição não chega para adiar investimento necessário na rede, de acordo com os

critérios estabelecidos.

Tabela 24: Número de Medições nos Nós da Rede Urbana em que V > 1,03 p.u. e V ≤ 1,1 p.u. Utilizando o Perfil de Produção Ajustado

Tabela 25: Número de Medições nos Nós da Rede Urbana em que V > 1,1 p.u. Utilizando o Perfil de Produção Ajustado

7.2. Rede Rural

Para a rede rural os diagramas de referência dos cenários analisados estão representados nas

duas figuras abaixo.

Figura 48: Diagrama de Referência Rede Rural Utilizando o Perfil de Produção Base


1,0 0 0 0 0 6 212

1,1 0 0 0 0 5 778

1,2 0 0 0 0 5 375

1,3 0 0 0 0 5 017

1,4 0 0 0 0 4 662

1,5 0 0 0 0 4 224

1,6 0 0 0 0 4 123

Cenário


1,0 0 0 0 6 074 5 711

1,1 0 0 0 5 536 5 898

1,2 0 0 0 4 679 5 912

1,3 0 0 0 4 113 5 857

1,4 0 0 0 3 596 5 779

1,5 0 0 0 2 907 5 844

1,6 0 0 0 2 118 5 438

Cenário


79

Figura 49: Diagrama de Referência Rede Rural Utilizando o Perfil de Produção Ajustado

Para esta rede foram identificados os mesmos padrões de consumo já observados no caso da

rede urbana. Ou seja, observa-se “reverse flow” caso a geração superar o consumo de EE

momentâneo e que o consumo na ponta mantém-se para qualquer cenário de penetração da

tecnologia. Como se utilizaram os mesmos perfis de consumo e geração para as redes, estes

resultados já seriam expetáveis

Como existem menos consumidores e menos carga nesta rede, os aumentos da carga foram

efetuados em intervalos maiores. Nas figuras abaixo estão representadas o número de transgressões

ao limite de 150% de potência nominal no nó de balanço, onde está localizado o transformador.

Figura 50: Resultado das Medições no Nó de Balanço da Rede Rural Utilizando o Perfil de Produção Base

Figura 51: Resultado das Medições no Nó de Balanço da Rede Rural Utilizando o Perfil de Produção Ajustado

Como se verifica pelas figuras 50 e 51 as transgressões verificadas são iguais em para ambos

os cenários de geração simulados. Poderemos explicar este fato pelo aumento de carga que foi


80

necessário para que se verificassem transgressões ao limite imposto. Ao aumentar-se o consumo 2,7

vezes (deslocação do diagrama de referência ao longo eixo das ordenadas), os efeitos negativos

verificados a nível do transformador são apenas causados pela ponta do consumo, uma vez que não

existe “reverse flow” suficiente para que os limites de funcionamento do transformador sejam postos

em causa.

Para se avaliarem os limites no ramo mais carregado da rede fizeram-se as mesmas

considerações que na simulação anterior, nomeadamente que o ramo mais carregado está projetado

pra funcionar a 50% da sua potência nominal para uma carga de 1,0 p.u. num cenário sem geração

solar. As tabelas 26 e 27 apresentam o grau de utilização do ramo mais carregado da rede para os

vários cenários de carga analisados.

Tabela 26: Utilização do Ramo Mais Carregado da Rede Rural, em % da Potência Nominal, Utilizando o Perfil de Produção Base

Neste cenário podemos observar que apenas para o caso de carga base temos um valor de

utilização diferente no cenário E, causado pelo “reverse flow”. Contudo com o aumento da carga, este

efeito é diluído e portanto a utilização máxima do ramo torna-se exclusivamente dependente da ponta

do consumo. O mesmo se pode afirmar para a tabela abaixo, onde estão representados os resultados

para o cenário de geração ajustada.

Tabela 27: Utilização do Ramo Mais Carregado da Rede Rural, em % da Potência Nominal, Utilizando o Perfil de Produção Ajustado

Em relação a este critério de investimento, verificou-se uma vez mais que a presença

deFV nesta rede não trouxe qualquer vantagem económica à operação da rede, porque não

houve qualquer cenário analisado em que investimento foi adiado devido à presença desta

tecnologia. No entanto, ao contrário do que se verificou para o caso da rede urbana, não existe

limite de penetração nesta rede. Ou seja desde que o número de clientes se mantenha, todos


1,0 50,0% 50,0% 49,6% 49,6% 79,4%

1,5 75,2% 75,1% 74,6% 74,6% 74,6%

2,0 100,4% 99,6% 99,6% 99,6% 99,6%

2,5 125,8% 124,8% 124,8% 124,8% 124,8%

2,7 135,9% 134,9% 134,9% 134,9% 134,9%

2,9 146,1% 145,0% 145,0% 145,0% 145,0%

3,1 156,3% 155,2% 155,2% 155,2% 155,2%

3,3 166,5% 165,3% 165,3% 165,3% 165,3%

3,5 176,8% 175,5% 175,5% 175,5% 175,5%

3,7 187,0% 185,7% 185,7% 185,7% 185,7%

Cenário


1,0 49,7% 49,7% 49,7% 49,7% 124,4%

1,5 74,7% 74,7% 74,7% 74,7% 113,3%

2,0 99,8% 99,8% 99,8% 99,8% 102,3%

2,5 125,0% 125,0% 125,0% 125,0% 125,0%

2,7 135,2% 135,2% 135,2% 135,2% 135,2%

2,9 145,3% 145,3% 145,3% 145,3% 145,3%

3,1 155,5% 155,5% 155,5% 155,5% 155,5%

3,3 165,7% 165,7% 165,7% 165,7% 165,7%

3,5 175,9% 175,9% 175,9% 175,9% 175,9%

3,7 186,1% 186,1% 186,1% 186,1% 186,1%

Cenário


81

poderão instalar um sistema FV que o ORD não incorrerá em maiores custos de operação

desta rede. A afirmação anterior só é válida para instalações com potência igual ou inferior

àquela representada no perfil base da ERSE.

Ao proceder-se à avaliação do critério do limite de tensão, constatou-se que estes eram apenas

transgredidos para o cenário de produção associado ao perfil da ERSE. Mais uma vez se verificou

que a presença de tecnologia PV não contribuiu para o adiamento de investimento nesta rede.

Tabela 28: Número de Medições nos Nós da Rede Rural em que V > 1,1 p.u. Utilizando o Perfil de Produção Base

Após a análise dos resultados obtidos concluímos que a introdução de potência FV nas redes

BT, não permitiu uma melhoria das variáveis físicas da rede que conduzisse a um adiamento dos

investimentos necessários ao acomodamento de mais carga. Contudo, foram observadas diferenças

no comportamento das variáveis de investimento nas redes testadas.

Na rede urbana, verificou-se que os limites de potência no transformador foram transgredidos em

ambos os cenários de geração e para os dois casos de penetração FV mais elevada (D e E)

enquanto a carga permanecia em 1,0 p.u. Para a rede rural, pelo contrário, apenas foram detetadas

transgressões num para um cenário de 3,7 p.u. de carga. Para a avaliação da utilização dos cabos

puderam-se retirar conclusões semelhantes, ao serem notadas as primeiras transgressões aos limites

de potência para uma carga de 3,1 p.u. Os limites de tensão foram também, no caso da rede urbana,

transgredidos com mais frequência e em todos os cenários analisados. Ou seja o aumento do nível

de penetração de FV na rede cuja densidade de consumo é maior, origina uma maior necessidade de

investimento. Tendo em conta a definição dos custos incrementais dada pela equação (1) e as

tendências observadas nos resultados, para a rede urbana o custo incremental para adicionar uma

unidade de potência de geração será maior do que no caso da rede rural. As necessidades de

investimento, em termos de CAPEX, aumentam à medida que o nível de penetração de geração FV

também aumenta.


1,0 0 0 0 0 6 059

1,5 0 0 0 0 5 569

2,0 0 0 0 0 4 864

2,5 0 0 0 0 4 281

2,7 0 0 0 0 4 201

2,9 0 0 0 0 4 099

3,1 0 0 0 0 3 933

3,3 0 0 0 0 3 830

3,5 0 0 0 0 3 755

3,7 0 0 0 0 3 627

Cenário


82

8. Conclusão e Trabalho Futuro

Com o presente trabalho pretendeu-se avaliar o impacto que a instalação de capacidade FV nas

tarifas de uso de rede para os consumidores que optassem por este tipo de solução energética.

Tendo isto em conta foram realizadas duas análises distintas: uma análise financeira e uma análise

de trânsito de potências. A análise financeira é baseada na metodologia do “Valor Liquido Atualizado”

e permite avaliar a viabilidade de um projeto com base na poupança gerada pelo autoconsumo. Na

modelação do trânsito de potências foi investigada a variação das variáveis físicas que permitiram

determinar necessidades de investimento nas redes investigadas.

Através da análise do VAL, concluiu-se que existe pelo menos uma opção de investimento

viável para cada escalão de potência contratada. Ou seja, partindo dos pressupostos financeiros

sugeridos admitindo que todos os consumidores são investidores racionais, os resultados

demonstram que já existem condições financeiras em Portugal continental para se poderem constituir

redes BT com alta penetração FV, o que por sua vez justifica a adaptação do planeamento da rede e

eventualmente da estrutura tarifária que o apoia.

Adicionalmente, foram identificados dois parâmetros que influenciam a poupança obtida através

da instalação de potência FV para autoconsumo: i) a localização geográfica e ii) o ciclo horário da

tarifa. Demonstrou-se que o Sul do País, por estar exposto anualmente a mais horas de Sol, tem um

potencial de poupança maior do que as restantes regiões. Em relação às tarifas, verifica-se que

existe uma maior poupança para consumidores que optem por diferenciação horária na sua tarifa, i.e.

tarifas bi-horárias. Ou seja, a diferenciação horária na estrutura das tarifas pagas pelo consumidor

são também um incentivo económico importante para a instalação de GD em BT porque permitem

realizar poupanças significativas em relação às tarifas simples.

A análise do trânsito de potências demonstrou claras diferenças entre as duas tipologias de rede

em cenários de elevada geração solar. As tipologias apresentadas neste trabalho de tese

correspondem a redes reais contudo, e de modo a se poder realizar uma aproximação fidedigna à

realidade do País, será necessário realizar esta análise em “redes de referência”. Estas redes são

criadas através de estudos estatísticos da rede de distribuição e permitem criar uma tipologia (ou

mais) representativa de uma zona geográfica. Utilizando a metodologia desenvolvida neste trabalho

nas redes de referência, poder-se-ão obter dados estatisticamente significantes para o planeamento

das redes de distribuição BT. Existem metodologias já desenvolvidas e testadas que poderão ser

utilizadas para desenvolver redes de referência em Portugal, como por exemplo em [62] e em [63].

De forma geral, os resultados obtidos do trânsito de potências permitem concluir que a

instalação de geração FV em BT não contribui positivamente para o acomodamento da carga de

ponta e como tal não permitirá adiar o investimento segundo este vetor. Medidas as variáveis físicas

da rede e comparadas com os critérios de investimento definidos e pôde-se verificar que só para

muito poucos casos é que a presença de FV (ou o aumento da presença de FV) na rede diminuiu a

quantidade ou o grau de transgressão dos limites estabelecidos. Contudo, para aferir o impacto nas


83

tarifas de uso da rede teremos que proceder à avaliação de cada variável de faturação para as URD

de BT, utilizadas pela ERSE.

1) O investimento nos barramentos das redes, considerados troços periféricos, é remunerado

através das receitas de potência contratada. Na análise desta componente da rede verificou-se

que existem transgressões aos limites impostos em ambos os cenários de geração mas apenas

para os cenários D e E nos quais a penetração de FV na rede é elevada. Esta variável carecerá

de ser revista e aumentada para fazer face ao investimento necessário nos troços periféricos.

Contudo, estão em desenvolvimento equipamentos FV e estratégias de controlo da rede a partir

destes equipamentos, por exemplo em [55], que poderão suprimir aumentos de tensão locais e

consequentemente suprimir também necessidades de investimento nestes troços.

2) Os custos gerados pelos troços centrais das redes (neste trabalho: as linhas e o transformador),

são recuperados através da variável de potência média em horas de ponta. O perfil de geração

da tecnologia solar não permite a diminuição do consumo de eletricidade na ponta do consumo,

como se pode observar nos diagramas de carga das redes. Os critérios de avaliação dos

investimentos no posto de transformação e nos cabos demonstram que a presença sistemas FV

nestas redes implicará investimento no caso dos cenários D e E para o cenário de produção

base, e no cenário de produção E para o caso da produção ajustada. Como já explicitado no

capítulo anterior, as necessidades de investimento nesta vertente são determinadas pelo

comportamento da rede nas horas de ponta, que pela natureza dos sistemas de geração FV não

é alterado. Em conclusão, considerando os pressupostos utilizados neste trabalho, poder-se-á

esperar um aumento desta variável em cenários de penetração FV elevados. Contudo, os preços

de sistemas de armazenamento estão a baixar mundialmente [64] sendo que estes poderão

fazer parte de uma solução financeiramente vantajosa em conjunto com os sistemas FV. Estes

sistemas permitirão diminuir o consumo de um cliente BT na ponta e consequentemente baixar o

impacto nos troços comuns das redes. Contudo, para se verificar o verdadeiro potencial desta

tecnologia em Portugal continental será necessário um estudo utilizando a metodologia deste

trabalho que incluísse este tipo de sistemas.

3) Na modelação do trânsito de potências não se considerou a energia reativa produzida nas

instalações FV por motivos de complexidade da modelação do trânsito de potências. Contudo,

em estudos futuros será importante incluir esta variável na modelação devido ao papel

importante que poderá ter no controlo da rede BT que em último caso poderá ter consequências

benéficas para o nível de custos do ORD (ver [55]). Apesar de esta variável não ser faturada aos

consumidores em BT, poderá haver espaço para rever este parâmetro, na medida em que a

melhoria da qualidade da rede devido à introdução de estratégias de controlo de rede em BT irá

permitir ao ORD adiar investimentos.

4) A componente de energia ativa na tarifa de uso da rede de distribuição BT tem por objetivo

transmitir aos utilizadores das redes o custo dos investimentos efetuados pelo ORD para a

redução do nível de perdas e para suportar os custos da energia de perdas compradas no

mercado. Esta variável é a que apresenta maior potencial de alteração de acordo com os

resultados obtidos através da análise do trânsito de potências.


84

a. No que respeita à recuperação dos investimentos realizados para reduzir as perdas, os

resultados obtidos através dos trânsitos de potências não permitem quantificar o impacto na

função custo utilizada pelo ORD. Contudo os resultados apontam para que se possa reduzir

esta componente, uma vez que os clientes BT, através da presença de GD de painéis FV,

deixam de utilizar as redes com o nível de tensão mais elevado. Isto é verdade tanto para

consumidores que possuam este tipo de sistemas como para os restantes que através de

investimentos de outrem beneficiam da eletricidade gerada “pelo vizinho”.

b. O mesmo raciocínio poderá ser aplicado à componente da variável de faturação que deverá

compensar a energia comprada para compensação das perdas. Neste caso, para as horas

de geração solar os consumidores com sistemas para o autoconsumo irão também fornecer

os seus vizinhos diretos em caso de excesso de produção, reduzindo assim a utilização da

rede a montante da BT. Desta forma o ORD estará a poupar custos ao não utilizar nos

restantes níveis de tensão e poderá poupar custos pela energia de compensação de

perdas, que deixará de comprar no mercado uma vez que a fórmula inscrita no DL, para a

remuneração do excesso de produção implica um desconto face à média do preço praticado

no mercado livre. Ao verificarem-se estas duas situações será justo, concordante com o

espirito do regulamento tarifário que quem realizou os investimentos que melhorem o nível

de custos da atividade de operação da rede seja devidamente compensado. Contudo, ter-

se-ão que realizar estudos apoiados na metodologia descrita neste trabalho de tese de

modo a quantificar-se investimento passível de ser adiado desta forma e o benefício que o

ORD pode obter pela presença de GD de FV em BT e quiçá noutros níveis de tensão.

Como anteriormente clarificado, as variáveis de faturação da tarifa de uso da rede de transporte

são as mesmas que as da tarifa de uso da rede de distribuição, contudo para os consumidores BT

considera-se que todos os troços da rede de transporte são de uso comum. Portanto, as

considerações tecidas em relação ao à tarifa de uso da rede de distribuição podem também ser

transitadas para as tarifas de uso de rede da rede de transporte, com especial foco para a variável de

energia ativa. Com níveis de penetração de tecnologia FV em BT, os utilizadores deste nível de

tensão irão naturalmente utilizar menos a rede de transporte com exceção da hora de ponta.

Os resultados demonstraram que existem condições de mercado para a instalação em larga

escala de tecnologia solar fotovoltaica para autoconsumo, devido à poupança gerada aos

consumidores finais. Contudo devido à intermitência da geração de EE e os padrões de consumo que

se verificam em Portugal continental, o consumo na ponta não será diminuído de forma significante.

O que em casos extremos de penetração do mercado, irão ser gerados custos extraordinários para o

ORD em termos de investimento na rede que serão, segundo o regulamento tarifário, socializados

pelos utilizadores da rede. Contudo existem indícios que apontam para que as tarifas de uso de rede

necessitem de alterações de modo a que os investimentos que ajudem na melhoria da atividade do

operador da rede possam ser remunerados por quem os suportou.

Em Junho de 2016 segundo dados disponíveis em [48] este tipo de tecnologia representava

apenas 2% da capacidade instalada em Portugal. Ou seja, as condições de mercado e de rede atuais


85

indicia que as tarifas estão adaptadas à realidade, mas futuras análises seguindo a metodologia

apresentada neste estudo terão que ser efetuadas com mais frequência e detalhe de modo a adaptar

o sistema tarifário às tendências de mercado, tendências económicas e tecnológicas mais recentes,

de modo a manter a operação do sistema economicamente eficiente.


86

9. Bibliografia e Anexos

1. Nations, U., Report of the United Nations Conference on the Human Environment.

2. Briefing, U.S., International Energy Outlook 2013. US Energy Information Administration, 2013.

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87

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89

Anexo

A.1 Rede urbana

Figura 52: Tipologia da Rede Urbana. Fonte: [61]

Tabela A.1.1: Localização e Tipo de Consumidores da Rede Urbana

Nó 1,15 2,3 3,45 4,6 5,75 6,9 10,35 13,8 Nº clientes S (kVA)

7 4 0 10 0 0 19 0 0 2 17,25

18 4 0 25 0 0 18 0 0 0 20,7

20 0 0 10 0 0 3 0 0 1 5,75

31 0 0 0 0 0 0 0 0 0 20,7

33 0 0 1 0 0 0 0 0 0 17,25

39 0 0 1 0 0 0 0 0 1 1,15

46 0 0 2 0 0 0 0 0 0 17,25

51 0 0 0 0 0 0 0 0 1 2,3

54 0 0 1 0 0 0 0 0 0 17,25

Monofásicos Trifásicos

Nº de clientes/Potência contratada (kVA)


90

Tabela A.1.2: Caraterísticas Físicas das Linhas da Rede Urbana

Nó i Nó j R'ph [ohm/km] X'ph [ohm/km] R'n [ohm/km] X'n [ohm/km] L [m]

1 2 0,200 0,10 0,200 0,10 65,6

2 3 0,200 0,10 0,200 0,10 32,8

3 4 1,131 0,10 1,131 0,10 4,5

3 5 0,200 0,10 0,200 0,10 15,6

5 6 0,200 0,10 0,200 0,10 15,9

5 7 1,131 0,10 1,131 0,10 4,5

6 8 1,131 0,10 1,131 0,10 4,5

6 9 0,200 0,10 0,200 0,10 15,8

9 10 0,200 0,10 0,200 0,10 33,0

9 11 1,131 0,10 1,131 0,10 4,3

10 12 0,200 0,10 0,200 0,10 15,1

10 13 0,200 0,10 0,200 0,10 3,5

12 14 0,200 0,10 0,200 0,10 16,9

12 15 1,131 0,10 1,131 0,10 6,4

13 16 1,131 0,10 1,131 0,10 4,4

13 17 0,200 0,10 0,200 0,10 17,5

14 18 1,131 0,10 1,131 0,10 6,4

14 19 0,446 0,10 0,446 0,10 15,9

17 20 1,131 0,10 1,131 0,10 4,4

17 21 0,200 0,10 0,200 0,10 15,5

19 22 1,131 0,10 1,131 0,10 21,2

19 23 1,131 0,10 1,131 0,10 5,3

21 24 1,131 0,10 1,131 0,10 4,5

21 25 0,200 0,10 0,200 0,10 9,9

25 26 0,200 0,10 0,200 0,10 21,1

26 27 0,200 0,10 0,200 0,10 2,0

27 28 1,112 0,10 1,112 0,10 54,4

27 29 0,200 0,10 0,200 0,10 4,5

29 30 0,200 0,10 0,200 0,10 5,4

29 31 1,131 0,10 1,131 0,10 7,8

30 32 0,200 0,10 0,200 0,10 7,8

30 33 1,131 0,10 1,131 0,10 7,8

32 34 0,200 0,10 0,200 0,10 5,3

32 35 1,131 0,10 1,131 0,10 7,8

34 36 1,131 0,10 1,131 0,10 7,8

34 37 0,200 0,10 0,200 0,10 5,4

37 38 0,200 0,10 0,200 0,10 16,5

37 39 1,131 0,10 1,131 0,10 7,8

38 40 1,856 0,10 1,856 0,10 35,8

38 41 0,200 0,10 0,200 0,10 1,7

40 42 1,856 0,10 1,856 0,10 11,6

41 43 1,131 0,10 1,131 0,10 4,9

41 44 0,200 0,10 0,200 0,10 3,3

42 45 1,856 0,10 1,856 0,10 25,3

42 46 1,131 0,10 1,131 0,10 4,0

44 47 0,200 0,10 0,200 0,10 7,3

44 48 1,131 0,10 1,131 0,10 5,1

47 49 1,131 0,10 1,131 0,10 5,5

47 50 0,200 0,10 0,200 0,10 10,0

50 51 1,131 0,10 1,131 0,10 6,1

50 52 0,200 0,10 0,200 0,10 3,6

52 53 0,200 0,10 0,200 0,10 8,6

52 54 1,131 0,10 1,131 0,10 6,3


91

A.2 Rede rural

Figura 53: Tipologia da Rede Semi-rural. Fonte: [65]

Tabela A.2.1: Caraterísticas Físicas das Linhas da Rede Rural

Nó i Nó j R'ph [ohm/km] X'ph [ohm/km] R'n [ohm/km] X'n [ohm/km] L [m]

1 2 0,667 0,10 0,667 0,10 85,0

1 3 0,476 0,10 0,476 0,10 40,0

1 4 0,667 0,10 0,667 0,10 55,0

2 5 0,476 0,10 0,476 0,10 65,0

3 6 0,641 0,15 0,641 0,15 120,0

3 7 0,667 0,10 0,667 0,10 105,0

4 8 0,667 0,10 0,667 0,10 100,0

5 9 0,667 0,10 0,667 0,10 70,0

5 10 2,970 0,15 2,970 0,15 35,0

5 11 2,080 0,10 2,080 0,10 105,0

6 12 2,080 0,10 2,080 0,10 140,0

7 13 0,667 0,10 0,667 0,10 35,0

8 14 3,060 0,15 3,060 0,15 65,0

8 15 1,910 0,15 1,910 0,15 65,0

9 16 0,667 0,10 0,667 0,10 35,0

11 17 7,130 0,15 7,130 0,15 35,0

11 18 1,910 0,15 1,910 0,15 50,0

12 19 4,760 0,10 4,760 0,10 80,0

13 20 1,910 0,15 1,910 0,15 80,0

13 21 4,610 0,15 4,610 0,15 105,0

14 22 7,130 0,15 7,130 0,15 170,0

15 23 1,910 0,15 1,910 0,15 140,0

16 24 1,330 0,15 1,330 0,15 35,0

18 25 4,610 0,15 4,610 0,15 35,0

19 26 4,760 0,10 4,760 0,10 50,0

20 27 2,080 0,10 2,080 0,10 90,0

23 28 4,450 0,10 4,450 0,10 210,0

24 29 4,610 0,15 4,610 0,15 40,0

26 30 1,330 0,10 1,330 0,10 40,0

27 31 3,060 0,15 3,060 0,15 70,0

28 32 4,610 0,15 4,610 0,15 70,0

31 33 4,610 0,15 4,610 0,15 35,0


92

Tabela A.2.2: Localização e Tipo de Consumidores da Rede Rural

Nó 1,15 2,3 3,45 4,6 5,75 6,9 10,35 13,8 Nº clientes S (kVA)

2 0 0 2 0 0 0 0 0 0 17,25

5 0 0 1 0 0 0 0 0 0 20,7

6 1 0 0 0 0 0 0 0 0 17,25

7 0 0 0 0 0 0 1 0 0 20,7

8 0 0 3 0 0 0 0 0 0 17,25

9 0 0 2 0 0 1 0 0 0 17,25

10 0 0 1 0 0 0 0 1 0 17,25

11 0 0 1 0 0 1 0 0 0 20,7

12 0 0 2 0 0 0 0 0 0 17,25

13 0 0 2 0 0 1 0 0 0 17,25

16 0 0 0 0 0 1 0 0 0 17,25

17 0 0 0 0 0 0 0 1 0 17,25

18 0 0 2 0 0 0 0 0 0 17,25

19 0 0 2 0 0 0 0 0 0 17,25

20 0 0 2 0 0 0 0 0 0 17,25

22 0 0 2 0 0 0 3 0 0 17,25

23 0 0 1 0 0 0 0 0 0 17,25

24 0 0 0 0 0 0 0 0 3 20,7

25 0 0 1 0 0 0 0 1 0 17,25

26 0 0 0 0 0 0 0 1 0 17,25

27 0 0 2 0 0 1 0 0 0 17,25

29 0 0 2 0 0 0 0 0 0 17,25

30 0 0 0 0 0 0 1 1 0 17,25

31 0 0 0 0 0 1 0 0 0 17,25

32 0 0 2 0 0 0 0 0 0 17,25

33 0 0 1 0 0 0 0 0 0 17,25

Monofásicos Trifásicos

Nº de clientes/Potência contratada (kVA)

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