Um novo modelo de produção com autoconsumo em Portugal

Um novo modelo de produção com autoconsumo em Portugal José Fernando Martins Bigares Dissertação para obtenção do Grau de Mestre em Engenharia Eletrotécnica e de Computadores Orientador: Prof. Rui Manuel Gameiro de Castro Júri Presidente: Prof. Horácio Cláudio de Campos Neto Orientador: Prof. Rui Manuel Gameiro de Castro Vogais: Prof. Maria José Ferreira dos Santos Lopes de Resende Novembro de 2015

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Agradecimentos Ao longo do desenvolvimento deste trabalho foram várias as pessoas que, de alguma forma, contribuíram para a sua realização. Gostaria de agradecer em primeiro lugar ao Professor Doutor Rui Castro enquanto orientador, pela disponibilidade que sempre mostrou, pelo incentivo à conclusão deste trabalho e pelas sugestões e opiniões dadas. À minha mãe, ao meu pai e ao meu irmão pelo contínuo apoio e motivação para concluir este projeto. À Natividade, à Teresa e à Marisa pelo tempo dedicado. Aos meus colegas de trabalho pela compreensão e disponibilidade. Aos amigos que sempre estiveram presentes. iii

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Resumo Os incentivos à produção descentralizada de eletricidade com base em fontes de energia renováveis (FER) permitem a promoção e integração de energias renováveis mas com custos por vezes elevados. Os regimes de autoconsumo com, ou sem, injeção de excedentes na rede e o net-metering aparentam ser uma solução para a redução de custos e são cada vez mais procurados devido ao aumento do preço final da eletricidade e à redução de custos com a tecnologia solar fotovoltaica. Neste estudo são abordadas as tecnologias associadas ao autoconsumo e analisados os perfis de consumo e de produção fotovoltaica, normalizados de 15 em 15 minutos, publicados pela Entidade Reguladora dos Serviços Energéticos (ERSE), com recurso a um programa desenvolvido em Matlab. Para a análise efetuada foram selecionados quatro dias do ano para tipificação do consumo e produção, de dias úteis e de fins-de-semana, de inverno e de verão, para o setor comercial, ou de pequena indústria, e residencial. Com base na análise dos dias típicos identificaram-se alguns fatores a ter em conta para adaptação da produção aos perfis de consumo, cujos resultados são validados através de uma análise financeira. Verificou-se que algumas das escolhas para o dimensionamento não foram as mais adequadas no autoconsumo com injeção de excedentes e no net-metering, mas permitiram aumentar a eficiência dos modelos com estes perfis típicos. Apesar dos modelos atualmente em vigor em Portugal permitirem a compensação de uma parte considerável da fatura energética de cada consumidor com recurso à tecnologia fotovoltaica, o modelo que permite maior rentabilização da energia autoconsumida é o net-metering. Palavras-chave: Autoconsumo, Energias Renováveis, Net-metering, Perfis de produção, Perfis de consumo, Solar Fotovoltaico. v

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Abstract The incentive policies for electricity generation from renewable energies sources (RES) allow the promotion and penetration of RES but sometimes with high costs. The self-consumption regimes, with or without grid injection and net-metering appear to be a solution for the costs reduction and are becoming more and more attractive due to the increase of the final electricity prices and the costs reduction with solar photovoltaic technology. In this study, the technologies associated with self-consumption are addressed and also the consumption and generation profiles, normalized of 15 to 15 minutes, published by the Regulator Entity for the Energetic Services (ERSE), are analyzed using a program developed in Matlab. For this analysis, four days of the year were selected to typify the consumption and generation, of working days and weekends, in Winter and Summer, for the commercial or small industry sector and residential. Based on the analysis of the typified days, some factors were identified that should be taken into account when adjusting the generation profiles to the consumption ones, and the results are validated with a financial analysis. Some of the choices for dimensioning of the generation were not the most adequate for self-consumption with surplus grid injection and in net-metering but they show an increase in the efficiency of the studied models with the typified profiles. Although the policies that are implemented in Portugal nowadays allow the compensations of a considerable part of the electric bill for each consumer with resource to photovoltaic technology, the model that allows the most profit is net-metering. Keywords: Consumption Profiles, Generation Profiles, Net-metering, Renewable Energies, Self-Consumption, Solar PV. vii

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Índice Capítulo 1. Introdução... 1 1.1 Enquadramento... 1 1.2 Objetivos do estudo... 3 1.3 Estrutura da dissertação... 4 Capítulo 2. Legislação de autoconsumo de Energia Elétrica... 5 2.1 Modelos de incentivo à implementação de FER... 5 2.1.1 Tarifa bonificada (FIT) e Prémio bonificado (FIP)... 6 2.1.2 CfD (Contracts for Difference, ou Contratos pela Diferença )... 7 2.1.3 Leilões... 7 2.1.4 Certificados de Origem (TGC) e Quotas... 8 2.1.5 Incentivos Fiscais e Subsídios... 8 2.1.6 Autoconsumo e net-metering... 9 2.2 Estado da Arte... 9 2.3 Regulamentação em Portugal... 11 2.4 O recurso solar... 15 2.5 Armazenamento... 16 Capítulo 3. Análise de dados... 18 3.1 Consumidores e fornecimento de energia... 18 3.2 Construção dos perfis para os dias típicos... 21 3.2.1 Perfis de consumo... 23 3.2.2 Perfis de Produção... 25 3.3 Análise comparativa... 28 Capítulo 4. Avaliação Técnico-Económica... 31 4.1 Aplicação Desenvolvida... 31 4.2 Casos de estudo... 34 4.2.1 Autoconsumo Isolado/sem injeção na rede... 35 4.2.2 Autoconsumo com Injeção na Rede... 40 4.2.3 Net-Metering... 47 4.3 Custos e Proveitos... 49 4.3.1 Valor da energia... 50 4.4 Resultados... 50 4.4.1 Autoconsumo Isolado... 51 4.4.2 Autoconsumo sem injeção na rede... 52 4.4.3 Autoconsumo com injeção na rede... 53 4.4.4 Net-Metering... 54 Capítulo 5. Conclusão e sugestão de trabalho futuro... 56 ix

Referências Bibliográficas... 59 Anexos... 65 Anexo I. Regulamentação de produção distribuída em Portugal... 65 Anexo II. Cálculos desenvolvidos para os perfis de consumo e produção médios... 77 Anexo III. Caracterização do consumo em BTN... 79 Anexo IV. Resultados das simulações Perfis tipo... 80 Anexo V. Resultados da análise dos perfis dos dias típicos de consumo inverno e verão... 95 Anexo VI. Outros dados... 100 Anexo VII. Resultados da avaliação económico-financeira... 103 x

Lista de Tabelas Tabela 1 Resumo da potência instalada e energia produzida de microprodução e miniprodução em 2014 (DGEG, 2015)... 12 Tabela 2 Resumo da quantidade e potência instalada de microproduções e miniproduções até 2014 (Renováveis na Hora, 2015)... 12 Tabela 3 Resumo das condições de licenciamento de UPP e UPAC (Decreto-Lei 153/2014)... 13 Tabela 4 Valores da parcela Vcieg x Kt para 2015 (ERSE 2014, Decreto-Lei 153/2014)... 14 Tabela 5 Evolução esperada dos fornecimentos e de número de consumidores de eletricidade por nível de tensão e por mercado considerada nas tarifas de 2015 (ERSE, 2014)... 20 Tabela 6 Segmentação de consumidores em BTN (ERSE, 2014)... 21 Tabela 7 Distribuição do consumo anual na baixa tensão com distinção da classe BTN (ERSE, 2014)... 23 Tabela 8 Distribuição da produção, potência e número de produtores na microprodução e miniprodução em 2014 (DGEG, 2015; Renováveis na Hora, 2015)... 26 Tabela 9 Resumo dos resultados dos dias típicos para os perfis BTN C e microprodução... 35 Tabela 10 Saldos anuais de energia do Perfil BTN C e Microprodução, dos perfis base.... 35 Tabela 10 Resultados da redução de produção de microprodução, para o perfil BTN C, em AC com injeção.. 40 Tabela 12 Saldos anuais de energia do Perfil BTE e Miniprodução, dos perfis base.... 43 Tabela 13 Resumo dos resultados dos dias típicos para os perfis BTE e miniprodução... 43 Tabela 14 Resultados do aumento de produção de miniprodução, para o perfil BTE, em AC com injeção.... 45 Tabela 15 Resultados dos balanços de energia para BTN C, com redução de produção em 47,17%, para Net- Metering... 48 Tabela 16 Resultados dos balanços de energia para BTE, com aumento de produção em 61,05%, para Net- Metering... 49 Tabela 17 Tabela com o resumo de modelos e hipóteses em estudo... 51 Tabela 18 Resultados da avaliação económica para AC isolado da rede.... 52 Tabela 19 Resultados da Avaliação Económica para AC sem injeção de excedentes.... 53 Tabela 20 Resultados da Avaliação Económica para o AC com injeção de excedentes... 54 Tabela 21 Resultado da Avaliação Económica para o Net-Metering... 55 Tabela 22 Tarifa de microprodução em regime geral (Decreto-Lei 25/2013).... 67 Tabela 23 Evolução da tarifa de referência da microprodução bonificada (Renováveis na Hora, janeiro 2015).... 68 Tabela 24 Evolução da microprodução (Renováveis na Hora, janeiro 2015).... 70 Tabela 25 Energia produzida na atividade de microprodução, 2008-2014 (DGEG, janeiro 2015).... 70 Tabela 26 Evolução da tarifa de referência da miniprodução bonificada (Renováveis na Hora, janeiro 2015). 72 Tabela 27 Evolução da miniprodução (Renováveis na Hora, janeiro 2015).... 73 Tabela 28 Energia produzida na atividade de miniprodução, 2008-2014 (DGEG, janeiro 2015).... 73 Tabela 29 Potência instalada de microprodução e miniprodução por fonte (2008-2014) (DGEG, janeiro 2015).... 74 xi

Tabela 30 Quantidades de energia produzida na microprodução e miniprodução (resumo).... 74 Tabela 31 IPC no continente, sem habitação, nos meses de dezembro de 2011 a 2014 (INE, 2015).... 74 Tabela 32 Evolução da tarifa bonificada de miniprodução atribuída (Renováveis na Hora, 2014).... 75 Tabela 33 Evolução da potência atribuída em regime geral, 2014 (Renováveis na Hora, 2015).... 76 Tabela 34 Distribuição de miniprodução e microprodução por tipo de fonte (Renováveis na Hora, 2015)... 76 Tabela 35 Distribuição da Classe de BTN por opções tarifárias (ERSE, 2014).... 79 Tabela 36 Distribuição do número de consumidores por opção tarifária e Classe de BTN (ERSE, 2014).... 79 Tabela 37 Resultados por período horário do perfil tipo de potência média de um dia útil de inverno (BTE). 95 Tabela 38 Resultados por período horário do perfil tipo de potência média de um fim-de-semana de inverno (BTE).... 95 Tabela 39 Resultados por período horário do perfil tipo de potência média de um dia útil de verão (BTE)... 96 Tabela 40 Resultados por período horário do perfil tipo de potência média de um fim-de-semana de verão (BTE).... 96 Tabela 41 Resultados por período horário do perfil tipo de potência média de um dia útil de inverno (BTN C).... 97 Tabela 42 Resultados por período horário do perfil tipo de potência média de um dia de fim-de-semana de inverno (BTN C).... 97 Tabela 43 Resultados por período horário do perfil tipo de potência média de um dia útil de verão (BTN C). 98 Tabela 44 Resultados por período horário do perfil tipo de potência média de um dia de fim-de-semana de verão (BTN C).... 98 Tabela 45 Resultados por período horário do perfil tipo de potência média anual (BTN B).... 98 Tabela 46 Resultados por período horário do perfil tipo de potência média anual (BTN A).... 99 Tabela 47 Preço médio de eletricidade por tipo de consumo ( /kwh) (Eurostat, 2015).... 100 Tabela 48 Tarifa Transitória de Venda a clientes finais em BTE (ERSE, 2014)... 100 Tabela 49 Tarifa Transitória de Venda a clientes finais em BTN (<=20,7 kva e >2,3 kva) (ERSE, 2014)... 101 Tabela 50 Ciclo Diário para BTE e BTN em Portugal Continental (ERSE, 2011)... 101 xii

Lista de Figuras Figura 1 Irradiação global e potencial de eletricidade gerada em Portugal: a) no plano horizontal; b) no plano com inclinação ótima (EU JRC, 2014)... 16 Figura 2 Evolução do consumo de energia elétrica 1994-2012 (DGEG, 2015)... 18 Figura 3 Estrutura de consumos por mercado e nível de tensão em 2014 (ERSE, 2014)... 19 Figura 4 Estrutura de consumos por mercado e nível de tensão em 2015 (ERSE, 2014)... 19 Figura 5 Diagrama semanal típico de consumo em BTE no inverno e no verão em 2014 (ERSE, 2014).... 21 Figura 6 Diagrama semanal típico de consumo em BTN A no inverno e no verão em 2014 (ERSE, 2014).... 21 Figura 7 Diagrama semanal típico de consumo em BTN B no inverno e no verão em 2014 (ERSE, 2014).... 22 Figura 8 Diagrama semanal típico de consumo em BTN C no inverno e no verão em 2014 (ERSE, 2014).... 22 Figura 9 Perfil final de consumo em BTE num dia útil típico de verão.... 24 Figura 10 Perfil final de consumo em BTE num dia útil típico de inverno... 24 Figura 11 Perfil final de consumo em BTN C num dia útil típico de verão.... 25 Figura 12 Perfil final de consumo em BTN C num dia útil típico de inverno.... 25 Figura 13 Perfil final de uma miniprodução num dia útil típico de verão.... 26 Figura 14 Perfil final de uma miniprodução num dia útil típico de inverno.... 27 Figura 15 Perfil final de uma microprodução num dia útil típico de verão.... 27 Figura 16 Perfil final de uma microprodução num dia útil típico de inverno.... 28 Figura 17 Perfis de consumo (a vermelho) e de produção (a azul) para BTE e Miniprodução; a) Dia útil de inverno; b) Dia útil de verão; c) Fim-de-semana de inverno; d) Fim-de-semana de verão;... 29 Figura 18 Perfis de consumo (a vermelho) e de produção (a azul) para BTN C e Microprodução; a) Dia útil de inverno; b) Dia útil de verão; c) Fim-de-semana de inverno; d) Fim-de-semana de verão;... 30 Figura 19 Perfis de consumo (BTE) e produção (miniprodução), numa semana típica de inverno.... 32 Figura 20 Perfis de consumo (BTE) e produção (miniprodução), numa semana típica de verão... 32 Figura 21 Perfis de consumo (BTE) e produção (miniprodução) num sistema ligado à rede, com contabilização dos excedentes em net-metering, numa semana típica de inverno.... 33 Figura 22 Perfis de consumo (BTE) e produção (miniprodução) num sistema ligado à rede, com contabilização dos excedentes em net-metering, numa semana típica de verão.... 33 Figura 23 Perfis de consumo e de produção para BTN C e Microprodução, num sistema isolado, com identificação das necessidades de consumo (amarelo), excedente (verde), autoconsumida (laranja) e proveniente de armazenamento (cinzento): a) Dia útil de inverno; b) Dia útil de verão; c) Fim-de-semana de inverno; d) Fimde-semana de verão;... 36 Figura 24 Perfis de consumo (BTN C) e produção (microprodução), com aumento da produção em 37,81%, num sistema isolado da rede, com armazenamento, numa semana típica de inverno.... 37 Figura 25 Perfis de consumo (BTN C) e produção (microprodução), com aumento da produção em 37,81%, num sistema isolado da rede, com armazenamento, numa semana típica de verão.... 38 Figura 26 Perfis de consumo (BTN C) e produção (microprodução), com redução da produção em 85,89%, num sistema sem injeção na rede, numa semana típica de inverno.... 39 xiii

Figura 27 Perfis de consumo (BTN C) e produção (microprodução), com redução da produção em 85,89%, num sistema sem injeção na rede, numa semana típica de verão... 39 Figura 28 Perfis de consumo (BTN C) e produção (microprodução), com redução da produção em 41,21%, num sistema com injeção na rede, numa semana típica de inverno.... 41 Figura 29 Perfis de consumo (BTN C) e produção (microprodução), com redução da produção em 41,21%, num sistema com injeção na rede, numa semana típica de verão.... 41 Figura 30 Perfis de consumo (BTN C) e produção (microprodução), com redução da produção em 64,56%, num sistema com injeção na rede, numa semana típica de inverno.... 42 Figura 31 Perfis de consumo (BTN C) e produção (microprodução), com redução da produção em 64,56%, num sistema com injeção na rede, numa semana típica de verão.... 42 Figura 32 Perfis de consumo e de produção para BTE e Miniprodução, num sistema com injeção de excedentes, com identificação da energia consumida da rede (amarelo), excedente (verde) e autoconsumida (laranja): a) Dia útil de inverno; b) Dia útil de verão; c) Fim-de-semana de inverno; d) Fim-de-semana de verão... 44 Figura 33 Perfis de consumo (BTE) e produção (miniprodução), com aumento da produção em 65,86%, num sistema com injeção na rede, numa semana típica de inverno.... 45 Figura 34 Perfis de consumo (BTE) e produção (miniprodução), com aumento da produção em 65,86%, num sistema com injeção na rede, numa semana típica de verão.... 46 Figura 35 Perfis de consumo (BTE) e produção (miniprodução), com aumento da produção em 55,52%, num sistema com injeção na rede, numa semana típica de inverno.... 46 Figura 36 Perfis de consumo (BTE) e produção (miniprodução), com aumento da produção em 55,52%, num sistema com injeção na rede, numa semana típica de verão.... 47 Figura 37 Evolução da tarifa de microprodução (DL 363/2007).... 67 Figura 38 Perfil final de consumo em BTE num fim-de-semana típico de inverno.... 80 Figura 39 Perfil final de consumo em BTE num fim-de-semana típico de verão.... 80 Figura 40 Perfil final de consumo em BTNC num fim-de-semana típico de inverno.... 81 Figura 41 Perfil final de consumo em BTNC num fim-de-semana típico de verão.... 81 Figura 42 Perfil final de uma miniprodução num fim-de-semana típico de inverno.... 82 Figura 43 Perfil final de uma microprodução num fim-de-semana típico de inverno.... 82 Figura 44 Perfil final de uma miniprodução num dia útil típico de verão.... 83 Figura 45 Perfil final de uma microprodução num dia útil típico de verão.... 83 Figura 46 Perfil final de uma miniprodução num fim-de-semana típico de verão.... 84 Figura 47 Perfil final de uma microprodução num fim-de-semana típico de verão.... 84 Figura 48 Perfis de consumo e de produção, para BTE e Miniprodução, de um dia útil de inverno.... 85 Figura 49 Perfis de consumo e de produção, para BTE e Miniprodução, de um dia útil de verão.... 85 Figura 50 Perfis de consumo e de produção, para BTE e Miniprodução, de um fim-de-semana de inverno.... 86 Figura 51 Perfis de consumo e de produção, para BTE e Miniprodução, de um fim-de-semana de verão.... 86 Figura 52 Perfis de consumo e de produção, para BTN C e Microprodução, de um dia útil de inverno.... 87 Figura 53 Perfis de consumo e de produção, para BTN C e Microprodução, de um dia útil de verão... 87 xiv

Figura 54 Perfis de consumo e de produção, para BTN C e Microprodução, de fim-de-semana de inverno.... 88 Figura 55 Perfis de consumo e de produção, para BTN C e Microprodução, de fim-de-semana de verão.... 88 Figura 56 Perfis de consumo e de produção, para BTN B e Microprodução, de uma semana típica de inverno.... 89 Figura 57 Perfis de consumo e de produção, para BTN B e Microprodução, de uma semana típica de verão. 89 Figura 58 Perfis de consumo e de produção, para BTN A e Microprodução, de uma semana típica de inverno.... 90 Figura 59 Perfis de consumo e de produção, para BTN A e Microprodução, de uma semana típica de verão. 90 Figura 60 Perfis de consumo (BTN C) e produção (microprodução) num sistema isolado, numa semana típica de inverno.... 91 Figura 61 Perfis de consumo (BTN C) e produção (microprodução) num sistema isolado, numa semana típica de verão.... 91 Figura 62 Perfis de consumo (BTE) e produção (miniprodução) num sistema ligado à rede, sem armazenamento e com injeção de excedentes, numa semana típica de inverno.... 92 Figura 63 Perfis de consumo (BTE) e produção (miniprodução) num sistema ligado à rede, sem armazenamento e com injeção de excedentes, numa semana típica de verão.... 92 Figura 64 Perfis de consumo (BTN A) e produção (microprodução), com armazenamento e identificação de excedentes, numa semana típica de inverno... 93 Figura 65 Perfis de consumo (BTN A) e produção (microprodução), com armazenamento e identificação de excedentes, numa semana típica de verão.... 93 Figura 66 Perfis de consumo (BTN B) e produção (microprodução), com armazenamento e identificação de excedentes, numa semana típica de Inverno.... 94 Figura 67 Perfis de consumo (BTN B) e produção (microprodução), com armazenamento e identificação de excedentes, numa semana típica de verão.... 94 Figura 68 Especificações de baterias para armazenamento do fabricante Tesla Motors (Tesla Motors, 2015).... 102 xv

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Lista de abreviações AT Alta Tensão, Tensão entre fases cujo valor eficaz é superior a 45 kv e igual ou inferior a 110 kv. Autoconsumo Ou produtor-consumidor (prosumer), é a possibilidade do consumidor ligar um sistema de produção de eletricidade com capacidade correspondente ao consumo próprio, sendo a energia produzida consumida em tempo real, podendo receber um valor pela energia não consumida eventualmente entregue à rede. BT Baixa Tensão, tensão entre fases cujo valor eficaz é igual ou inferior a 1 kv. BTN Baixa Tensão Normal, fornecimentos ou entregas em Baixa Tensão com a potência contratada inferior ou igual a 41,4 kva. BTE Baixa Tensão Especial BTE, fornecimentos ou entregas em Baixa Tensão com a potência contratada superior a 41,4 kw. Carga Valor, num dado instante, da potência ativa fornecida em qualquer ponto de um sistema, determinada por uma medida instantânea ou por uma média obtida pela integração da potência, durante um determinado intervalo de tempo; A carga pode referir-se a um consumidor, a um aparelho, a uma linha, ou a uma rede. CfD Contracts for Difference, ou Contratos pela Diferença. Consumidor O cliente final de eletricidade. CUR Comercializador de Último Recurso. CIEG Custos de interesse económico geral (os custos decorrentes de medidas de política energética, de sustentabilidade ou de interesse económico geral, cujo valor é determinado, pela Entidade Reguladora dos Serviços Energéticos (ERSE), de acordo com os princípios estabelecidos na legislação aplicável). DGEG Direção Geral de Energia e Geologia. ERSE Entidade Reguladora dos Serviços Energéticos. Feed-in Tariff (FIT) Um instrumento de financiamento baseado em preços onde os produtores FER são remunerados a um preço fixo com um nível de garantia (independente do preço de venda em retalho da eletricidade. Feed-in Premium (FIP) Um instrumento de financiamento baseado em preços onde os produtores FER são remunerados com um preço adicional ao preço de venda em retalho da eletricidade. FER Fontes de Energia Renovável. MT Média Tensão, tensão entre fases cujo valor eficaz é superior a 1 kv e igual ou inferior a 45 kv. xvii

MAT Muito Alta Tensão, tensão entre fases cujo valor eficaz é superior a 110 kv. ML Mercado Livre. MR Mercado Regulado. Net-metering Encontro de contas em que os consumidores que têm sistemas de produção de energia recebem um crédito por cada unidade de energia que os sistemas produzem em excesso do valor consumido dentro de um longo período temporal (até um ou dois anos), sendo a rede encarada como uma solução de armazenamento a longo termo. PRE Produção de eletricidade em regime especial (a produção de eletricidade tal como definida no artigo 18.º do Decreto-Lei n.º 29/2006, de 15 de fevereiro, alterado pelos Decretos-Leis n.ºs 104/2010, de 29 de setembro, 78/2011, de 20 de junho, 75/2012, de 26 de março, 112/2012, de 23 de maio, e 215 -A/2012, de 8 de outubro). ORD Operador da Rede nacional de Distribuição em AT e MT, a entidade concessionária da atividade de distribuição e é responsável, numa área específica, pelo desenvolvimento, pela exploração e pela manutenção da rede de distribuição AT e MT e, quando aplicável, pelas suas ligações com outras redes, bem como por assegurar a garantia de capacidade da rede a longo prazo. Produtor A pessoa singular ou coletiva que produz eletricidade. Rede de distribuição Designação genérica que abrange a rede nacional de distribuição e as redes de distribuição em baixa tensão. RESP Rede Elétrica de Serviço Público, conjunto de instalações de serviço público destinadas ao transporte e à distribuição de eletricidade que integram a RNT, a RND e as redes de distribuição em baixa tensão (RDBT). RND Rede Nacional de Distribuição de eletricidade em alta e média tensão. RNT Rede Nacional de Transporte de eletricidade, no continente. SEN Sistema Elétrico Nacional. TGC Tradable Green Certificates, ou Certificados de Origem. TIR Taxa Interna de Rentabilidade. VAL Valor Atualizado Líquido. xviii

Capítulo 1. Introdução A produção de energia elétrica a partir de fontes de energia renováveis (FER) tem vindo a integrar-se cada vez mais no consumo mundial, contudo, ainda em 2012 as fontes primárias de energia utilizadas foram em grande parte provenientes de fontes fósseis, tais como, petróleo (35,8%), gás natural (25,8%) e carvão (19,4%). Da produção mundial de energia elétrica em 2012, no valor de 22 668 TWh, apenas 21,2% tiveram origem renovável, sendo 16,2% de proveniente de fonte hídrica e 5% das restantes FER (AIE, 2014). A potência instalada relativa a energias renováveis em todo o mundo em 2013 aumentou 8% relativamente a 2012, excedendo os 1 560 GW. Estima-se que a potência instalada de fontes renováveis a nível mundial era, em 2013, 26,4% da capacidade total de geração (REN21, 2014a). Em Portugal, a Diretiva 2009/28/CE veio estabelecer o objetivo global de que 31% do consumo de energia final até 2020 seja derivado de FER, correspondendo a 59% de incorporação de energia renovável no consumo de eletricidade. Para cumprimento desta meta para a eletricidade, a capacidade instalada deve ser 15 816 MW. O aumento da penetração de energias renováveis no mix energético português possibilitou também um aumento na exportação de energia elétrica que, em 2013 foi cerca de 2 400 GWh. Apesar do aumento da exportação de eletricidade, o saldo importador continua elevado, verificando-se em 2013 um valor superior a duas vezes o valor da exportação (DGEG, 2013). 1.1 Enquadramento Seguindo a tendência europeia e tendo em atenção a evolução das fontes de energia renovável (FER) foram aplicadas políticas de incentivo à implementação de centros eletroprodutores em Portugal com base nestas fontes de energia. Estas políticas de incentivo consistiram principalmente na bonificação da energia produzida em grandes centros eletroprodutores e entregue à rede e, mais tarde, de pequenas produções descentralizadas, tal como, a microprodução e a miniprodução. No âmbito dos programas de microprodução e miniprodução, as tarifas de venda de energia à rede pública já se encontram muito próximas, ou mesmo abaixo, do preço da eletricidade paga pelo consumidor final no setor residencial ou comercial. Devido a esta redução de valor das tarifas de venda à rede, começam a ser desinteressantes quando comparadas com os custos de produção própria da eletricidade necessária para satisfazer o consumo, como se poderá observar mais à frente pela evolução anual de unidades registadas em regime bonificado e regime geral (Portal Renováveisnahora, 2014). O preço final de eletricidade praticado, quer em mercado regulado através do Comercializador de Último Recurso (CUR) 1, quer em mercado liberalizado através de comercializadores de mercado,, é composto por duas parcelas principais: as tarifas das redes, onde se encontram os custos de acesso e utilização as redes de transporte e de distribuição, e os custos de interesse económico geral (CIEG), onde se incluem os sobrecustos referentes aos 1 Tarifas transitórias atualmente em vigor até 31 de dezembro de 2015, publicadas pela ERSE. 1

incentivos das energias renováveis, não-renováveis, custos relativos à produção térmica e hídrica de sistema, entre outros. Relativamente à Baixa Tensão Normal (BTN) com potência contratada até 20,7 kva, tradicionalmente associada a consumidores residenciais, o valor da energia representa 43%, os custos com as redes 26% e os CIEG representam 31% (dos quais cerca de 9% são custos relativos aos incentivos das energias renováveis) (ERSE, 2015). Verifica-se também que o preço da eletricidade tem crescido consideravelmente nos últimos anos, tendo o preço final, incluindo impostos e taxas, entre 2008 a 2015 aumentado em média 5,5% no caso de consumidores domésticos de dimensão média 2 e 2,15% no caso de consumidores industriais de média dimensão 3, chegando aos 0,2279 /kwh e 0,1402 /kwh, respetivamente (DGEG, 2015). Cresce, assim, a necessidade de soluções alternativas para minimizar os encargos com a fatura energética, seja pela redução dos consumos, aumento de eficiência energética ou recurso à produção descentralizada. Um outro projeto de âmbito europeu, o Energy Roadmap 2050 4, estipula a meta de 80% de redução de emissão de gases de efeito de estufa até 2050 relativamente a 1990 (ECF, 2010). O Energy Roadmap 2050 prevê também que os preços médios da eletricidade final continuem a subir até 2030 e depois possam começar a descer, ou tenham um incremento anual menor do que o verificado no período 2005 a 2030 (ECF, 2010). A produção descentralizada de eletricidade permite aumentar a eficiência no sistema elétrico na medida em que a energia produzida junto ao local de consumo tem menores perdas na rede, geralmente associadas ao transporte e distribuição da eletricidade. Até hoje, os regimes de produção descentralizada existentes são pouco exigentes na obrigação de adequação da produção ao consumo local, podendo mesmo ser ineficiente quando a eletricidade produzida é superior aos consumos locais e desperdiçada. Esta aposta nas energias renováveis tem vindo a ser acompanhada com incentivos públicos e privados à implementação e desenvolvimento das tecnologias. Os custos destes incentivos acabam por se apoiar em grande parte no sistema elétrico nacional (SEN) podendo levar à insustentabilidade das políticas utilizadas. Ao permitir que os consumidores possam produzir a própria eletricidade para consumo direto na sua instalação, o investimento passa a estar diretamente relacionado com a poupança verificada na fatura energética e não com o pagamento de eletricidade renovável a valores mais altos. 2 Com consumos entre 2 500 kwh e 5 000 kwh. 3 Com consumos entre 500 e 2 000 MWh. 4 Projeto de iniciativa da European Climate Foundation (ECF) cujo objetivo é providenciar uma análise prática, independente e objetiva, de trajetórias que permitam alcançar uma economia de baixo carbono na Europa, em linha com os objetivos ambientais, económicos e da segurança de abastecimento. 2

1.2 Objetivos do estudo O presente estudo pretende identificar de entre os diferentes esquemas de incentivos à implementação de FER os que podem ser aplicáveis à produção distribuída, em especial ao regime de autoconsumo, e estudar a sua aplicação em Portugal. Em particular, as situações a considerar são: Autoconsumo isolado da rede; Autoconsumo em instalação de utilização ligada à rede sem injeção de excedentes; Autoconsumo ligado à rede com injeção de excedentes; Net-metering. Pretende-se identificar características nestes modelos de incentivo ou produção de eletricidade que permitam aumentar a eficiência energética e a redução de custos com a fatura elétrica dos pequenos e médios consumidores, e continuidade na concretização dos objetivos de integração de energias renováveis, avaliando a nível económico-financeiro a sua adoção, em especial, no setor residencial e comercial. Por forma a cumprir os objetivos propostos, será também necessário criar uma ferramenta que permita analisar o consumo de uma instalação de utilização do setor residencial, comercial ou de uma pequena indústria, e identificar as características que permitam dimensionar pequena produção fotovoltaica a instalar no local. A produção, enquadrada num regime de produtor-consumidor, poderá ser utilizada para suprir as necessidades energéticas de uma dada instalação de utilização e injetar eletricidade não consumida (excedente) na rede elétrica ou funcionar como um sistema isolado. A análise irá incidir sobre os perfis normalizados de 15 em 15 minutos de consumo para a BTN, BTE, e de produção fotovoltaica para a microprodução e miniprodução, publicados no âmbito da Diretiva n.º 2/2015, de 14 de janeiro, da Entidade Reguladora dos Serviços Energéticos (ERSE) e sobre os perfis finais, calculados com base na média de consumos e consumidores, produção e produtores de microprodução e miniprodução de tecnologia solar fotovoltaica. Nestes perfis, que serão associados ao consumo típico de cada setor em estudo, residencial, comercial ou industrial, são selecionados dias típicos representativos de um dia útil e de fim-de-semana, de inverno e de verão, e efetuada uma análise comparativa dos resultados comparados com uma análise global destes perfis. Para adequar a produção a uma instalação de utilização existente é necessário que a central seja dimensionada de acordo com as características do consumo, a tecnologia a instalar e, eventualmente, condições licenciamento que venham a afetar as características da produção por forma a garantir a sua viabilidade económica. Este dimensionamento terá hipóteses mais favoráveis ao ajustamento de perfis de produção e de consumo para os modelos em estudo, ou seja, o autoconsumo isolado, autoconsumo sem injeção ou com injeção de excedentes na rede, e o net-metering. Apesar do net-metering não estar contemplado atualmente na legislação existente será também considerado uma vez que se trata de um modelo que não restringe a produção de energia em função de limitações da rede. 3

As hipóteses de dimensionamento serão posteriormente submetidas a uma avaliação económica para determinar a sua viabilidade e identificar as características que permitem melhor ajustar os perfis. Na avaliação económica é considerada uma taxa de atualização de 4% para cálculo do valor atualizado líquido (VAL) a 15 e 20 anos, a taxa interna de rentabilidade (TIR) a 15 anos e o período de retorno do investimento. 1.3 Estrutura da dissertação O Capítulo 1 tem carácter introdutório e destina-se a fazer primeira a abordagem ao tema e ao trabalho a desenvolver. Com o Capítulo 2 pretende-se caracterizar as diversas variáveis necessárias ao dimensionamento sistemas de produção distribuída com autoconsumo fotovoltaico, nomeadamente, os esquemas de incentivos existentes, a legislação aplicável, a fonte e o armazenamento de energia. O Capítulo 3 incide na análise dos dados relativos a consumo e produção dias típicos de verão e inverno e é feita a comparação entre os diversos dias típicos para cada caso de estudo, BTE e BTN, com vista à sua aplicação aos modelos de autoconsumo e net-metering. O Capítulo 4 refere-se ao programa desenvolvido, ao cálculo do balanço global do consumo e da produção com base na análise dos perfis, à identificação das hipóteses de dimensionamento da produção, ao estabelecimento dos pressupostos e dados necessários à avaliação económica e apresentação dos resultados desta avaliação. No Capítulo 5 são apresentadas as conclusões relativamente à aplicação dos modelos estudados de autoconsumo e net-metering, de acordo com as condições existentes em Portugal, e a sugestão de trabalho futuro. 4

Capítulo 2. Legislação de autoconsumo de Energia Elétrica As fontes de energia mais comuns associadas à produção descentralizada de eletricidade são a solar, fotovoltaica, a eólica e hídrica, apesar de existirem pequenos geradores a biogás e biomassa (com ou sem cogeração) (Renováveis na Hora, 2015). Os tipos de sistemas a utilizar diferem também caso sejam sistemas sem ligação à rede (isolados) ou com ligação à rede (Matos e Catalão, 2013). No caso de alguns recursos pode existir armazenamento de forma a controlar a produção de energia (por ex.: biogás, hídrica) o que aumenta também os custos de implementação das centrais. Por outro lado mas, dadas as características dos recursos renováveis, o armazenamento da eletricidade deve ser sempre uma opção a considerar (Matos e Catalão, 2013). A eletricidade armazenada poderá ser posteriormente utilizada para consumo em alturas de escassez ou em períodos horários diferentes dos da produção. O autoconsumo pode ser incentivado ou não, dependendo das políticas adotadas em cada país e de acordo com as possibilidades dos diversos esquemas de incentivo existentes. 2.1 Modelos de incentivo à implementação de FER As políticas existentes de suporte à produção de eletricidade de FER já demonstraram ser funcionais e eficientes mas não de igual modo. Existem políticas que têm um grande impacto e são igualmente eficientes ao nível de custos, políticas que têm impacto mas com custos elevados e também políticas que não mostram resultados apesar de terem incentivos que possam ser considerados excessivos. Cada um dos regimes de incentivos que atualmente existem tem a sua natureza específica de acordo com cada uma das seguintes modalidades: tarifas bonificadas, feed-in (feed-in tariff, FIT) e prémio bonificado (feed-in premium, FIP), leilões, obrigações por quotas e certificados de origem (Tradable Green Certificates, TGC) e incentivos de apoio direto ao investimento, taxas de juro de empréstimos reduzidas, isenção de impostos e outras medidas fiscais (ECOFYS, 2008; AIE, 2011, Green Rhino Energy, 2015). A aplicação destes regimes nos países da UE é estudada por diversas iniciativas para incentivar a integração de energias renováveis e promover o diálogo entre os diversos intervenientes com vista à identificação dos problemas existentes e apresentar soluções. Um dos projetos da Comissão Europeia da Energia Inteligente para a Europa é o PV Grid, que conta com a participação de 16 países 5 da UE e tem como objetivo contribuir para ultrapassar as barreiras burocráticas que atrasam a integração em larga escala de energia fotovoltaica nas redes de distribuição por toda a Europa (PV Grid, 2014). Este projeto, em conjunto com o projeto PV Legal, contemplou a criação de uma base de dados de regulamentação existente nos países europeus com vista à partilha de informação e melhoria do enquadramento legal existente com base nas experiências já registadas (PV Legal, 2014). 5 Países participantes no PV Grid: Alemanha, Áustria, Bélgica, Bulgária, Eslováquia, Eslovénia, Espanha, França, Grécia, Holanda, Itália, Polónia, Portugal, Reino Unido, República Checa e Suécia. 5

Existe também outro projeto de relevar, também relacionado com os esquemas de incentivos e regulamentação existente, o PV Parity 6, com início em junho de 2011 e fim em novembro de 2013, teve como objetivo apoiar a concretização do objetivo de gerar 20% do consumo final de energia na UE (30-35% da geração de eletricidade) a partir de fontes de energia renováveis até 2020, com o menor impacto possível para a comunidade. A questão fundamental em todos os esquemas está ligada ao investimento, a tarifa deve ser estável e previsível do ponto de vista do investidor contudo os regimes remuneratórios devem ser flexíveis por forma a se adaptarem à mudança dos pressupostos que os definem. 2.1.1 Tarifa bonificada (FIT) e Prémio bonificado (FIP) No regime de FIT, também utilizado em Portugal 7, os produtores têm a garantia de receber um pagamento fixo por cada unidade de eletricidade gerada (MWh) independentemente do preço de mercado (ECOFYS, 2014; AIE, 2011). A tarifa é fixa durante todo o período de garantia, podendo ser indexada à inflação, diferenciada por tecnologias ou escalões de produção de energia e ajustada com mecanismos de regressão para novos centros eletroprodutores. Estas tarifas garantem ao produtor de eletricidade com origem em FER um valor de energia durante um período de tempo, geralmente 15 a 20 anos (AIE, 2011), em que permite o retorno rápido do investimento. As tarifas feed-in são, geralmente, limitadas a um montante de energia anual ou um montante de energia máximo durante o tempo de garantia concedido, cessando a tarifa se algum destes limites for atingido (ECOFYS, 2008). Este modelo é aplicável não só a grandes centros eletroprodutores mas também à produção descentralizada. Uma das principais características deste modelo é que retira os riscos de mercado a longo prazo, contudo, se a tarifa não for devidamente ajustada aos custos atuais de produção pode não compensar a implementação dos projetos, para além de que é menos compatível com os princípios do mercado liberalizado (AIE, 2011). Um problema que ocorreu com este modelo é que o custo da tecnologia fotovoltaica baixou rapidamente, devido à rápida evolução da tecnologia, e tornou as taxas de rentabilidade muito atrativas, resultando, no geral, em custos elevados da implementação desta política (AIE, 2011). Nas FIP os produtores têm de comercializar diretamente a eletricidade produzida no mercado e recebem um pagamento adicional em cima do preço resultante, seja um pagamento fixo ou adaptado à variação dos preços de mercado para limitar tanto o risco do preço praticado como o de permitir lucros inesperados ao mesmo tempo (ECOFYS, 2008). Trata-se de um instrumento baseado em preços onde os produtores recebem um prémio como pagamento em adição ao preço da eletricidade no mercado grossista, usualmente combinado com um limite superior e inferior 6 Países participantes no PV Parity: Alemanha, Áustria, Bélgica, Espanha, França, Grécia, Holanda, Itália, Portugal, Reino Unido e República Checa. 7 Em Portugal, o período de remuneração garantida tipicamente são 15 anos com exceção das hídricas cujo período de garantia pode ser até 25 anos (DL 126/2010) e do concurso de solar fotovoltaico em que também foi definido em 20 anos (DL 132-A/2010), e os limites de produção e energia entre 21-34 GWh por cada megawatt de potência de injeção. Na produção descentralizada os limites são de 15 anos e 2,6 MWh por cada quilowatt de potência de injeção para o solar fotovoltaico. 6

(Energypedia, 2015). As FIP podem ter valores fixos ou variáveis e também associados a mecanismos de redução, mas uma vez que estão sempre associadas aos preços de mercado resulta que os produtores ficam mais suscetíveis aos sinais de mercado e ao consumo. As FIT ou FIP podem exceder, em alguns casos, as necessidades de incentivo de uma determinada tecnologia como resultado da atividade de lóbis ou falta de conhecimento dos custos da geração de eletricidade baseada em tecnologias de FER (como foi o caso da evolução a tecnologia fotovoltaica) (Fraunhofer ISI, 2014). Para evitar este tipo de sobrecompensação as tarifas devem ser adaptadas numa base regular por forma a refletir o custo do desenvolvimento sem destruir a confiança do investidor (Fraunhofer ISI, 2014). 2.1.2 CfD (Contracts for Difference, ou Contratos pela Diferença ) Neste modelo, é definido um preço limite pelo governo e garantido o contrato de longo prazo. Caso os preços de eletricidade sejam inferiores ao preço limite os produtores recebem a diferença em forma de um pagamento de FIP, se o preço da eletricidade exceder o preço limite os produtores pagam ao governo a diferença. (ECOFYS, 2014; ATKEARNEY, 2012) O Reino Unido está atualmente no processo de introduzir um modelo de FIP baseado em CfD com vista a substituir o modelo de quotas de FER atual até 2017. Os preços limites foram definidos em 2013 para a maioria das tecnologias de FER para o período 2014-2019 e em alguns casos incluem uma regressão pré-determinada (Energypedia, 2015; ATKEARNEY, 2012). 2.1.3 Leilões Uma das formas de evitar os sobrecustos é a aplicação de esquemas de leilões que geralmente levam a que os custos das FER sejam adequados uma vez que os investidores têm de competir pelo apoio. No entanto, os preços poderão ser mais altos caso haja algumas imperfeiçoes no "mercado" que levem a um comportamento tendencioso. Nestes casos entidade reguladora anuncia a abertura de um concurso para instalar uma certa capacidade de determinada ou diversas tecnologias, podendo contemplar localizações específicas para os projetos. Os produtores interessados no concurso devem submeter as propostas e indicar o preço/tarifa a que se propõem desenvolver o projeto (AIE, 2011). O licitante que fizer a proposta mais baixa, em termos de tarifa aplicável, é selecionado (AIE 2011). Estes concursos podem conter certos requisitos ou especificações tecnológicas, sendo frequentemente utilizados para cumprir metas onde não existe mercado de certificados. Os leilões não representam por si só um regime de incentivo, mas são utilizados para determinar o nível de incentivo de outros regimes (como por exemplo os de tarifa bonificada) para garantir o incentivo às diferentes FER (ECOFYS, 2014; ATKEARNEY, 2012). 7

2.1.4 Certificados de Origem (TGC) e Quotas Este sistema baseia-se no conceito de classificar a energia produzida de acordo com a sua origem. A eletricidade é vendida em mercado e, adicionalmente, os produtores podem vender um certificado que representa uma certa quantidade de eletricidade renovável que foi gerada (AIE, 2011). Os certificados podem também ser diferenciados por tecnologia para estimular a implementação de um leque de tecnologias mais diversificado. A venda destes certificados garante um rendimento adicional ao preço do mercado da energia final (AIE, 2011). A grande vantagem desta opção é a compatibilidade com os princípios de mercado e da concorrência livre na determinação do preço 8 (AIE, 2011). A imposição de quotas de FER no mix da produção de eletricidade, seja aos consumidores, comercializadores ou produtores, é complementar à implementação deste sistema incentivando o uso do mesmo (AIE, 2011). Em contrapartida são também aplicadas penalizações sempre que as quotas não forem cumpridas (AIE, 2011). Verifica-se que o sistema de certificados de origem funciona se forem também exigidas determinadas quotas de eletricidade verde aos intervenientes do sistema elétrico, com limites de produção anual para garantir que os preços não baixam rapidamente devido ao fornecimento em excesso dos certificados (ECOFYS, 2008; ATKEARNEY, 2012). 2.1.5 Incentivos Fiscais e Subsídios Neste esquema o incentivo pode significar a subsidiação direta de projetos, empréstimos com juros reduzidos, deduções de impostos ou a combinação de várias destas medidas (ECOFYS, 2008; ATKEARNEY, 2012). A subsidiação, por sua vez, é feita no início do desenvolvimento dos projetos sendo o montante do investimento determinado de forma semelhante ao caso das feed-in, dependendo da tecnologia e da avaliação económica dos projetos (ECOFYS, 2008). Em certos modelos, os incentivos fiscais, ou créditos fiscais, podem ser transacionados, sendo a eletricidade gerada remunerada em deduções de impostos em moeda corrente e ser aplicadas a entidades privadas. O sistema de subsídios é usado para reduzir os custos com o investimento tornando o retorno para os investidores mais rápido (AIE, 2011). Esta medida foi utilizada principalmente nos Estados Unidos da América (EUA), onde os promotores recebiam 30% do valor do investimento em dinheiro, tornando assim os projetos, ou especificamente a tecnologia a implementar, mais competitivos (AIE, 2011). 8 Tendo em conta que os certificados não são distintos de tecnologia para tecnologia, apenas as de mais baixo custo de implementação são incentivadas, ao mesmo tempo que as de maior custo não recebem incentivo suficiente. 8

2.1.6 Autoconsumo e net-metering No autoconsumo é possível consumir a energia produzida diretamente sem recurso à rede elétrica mas pode ser também considerada a possibilidade de venda de excedentes de energia à rede (Decreto-Lei 153/2014). Já no net-metering verifica-se um encontro de contas de energia produzida que é injetada na rede e a consumida. A produção excedente do consumo instantâneo é injetada na rede e contabilizada em créditos que podem ser compensados no consumo num maior período temporal (até um ano ou dois anos), usando a rede elétrica como armazenamento a longo prazo (EPIA, 2013). O net-metering pode ser entendido como a junção dos modelos de autoconsumo direto com as tarifas feed-in (Hauff et al., 2011). Estes modelos favorecem o consumo da eletricidade produzida, em detrimento do pagamento de tarifas pela eletricidade injetada na rede, em produção distribuída localizada junto ao consumo. Cumulativamente, podem existir incentivos diretos, como prémio sobre a energia autoconsumida 9 ou indiretos no caso da tarifa feed-in ser inferior ao custo da eletricidade para o consumidor final 10 (EPIA, 2013). A integração em larga escala de produção descentralizada, principalmente de sistemas fotovoltaicos, leva à existência de alguns problemas técnicos como o aumento da tensão e congestionamento nas redes de distribuição (Matos e Catalão, 2013). Nesse sentido podem ser consideradas algumas soluções ao nível do operador da rede, como por exemplo: o reforço da rede, introdução de reguladores de tensão (OLTC), compensação de potência reativa, armazenamento na distribuição (Matos e Catalão, 2013). Por outro lado, é possível implementar soluções ao nível do produtor-consumidor (prosumer), nomeadamente, armazenamento de energia no local, autoconsumo através de incentivos tarifários, controlo de potência ativa ou reativa pelo inversor (controlando também a tensão) (Matos e Catalão, 2013). As soluções adotadas ao nível do produtorconsumidor são mais eficazes e mais fáceis de implementar em comparação com a possibilidade de reforço da rede. Através do autoconsumo e do net-metering com base em fonte solar é possível reduzir a carga na rede, em especial nas horas de ponta e cheia, nos casos em que o pico de consumo ocorre neste período, e reduzir perdas de transmissão e de distribuição (Matos e Catalão, 2013; ATKEARNEY, 2012). Ainda que o consumo próprio contribua significativamente para aliviar o congestionamento da rede, na maioria dos casos a ligação à rede continua a manter-se de forma a garantir a segurança de abastecimento de eletricidade quando a geração não está disponível. A existência da ligação à rede no caso do autoconsumo leva à partilha de benefícios e de custos entre o produtor e o sistema elétrico. 2.2 Estado da Arte Em todo o mundo são utilizados modelos de net-metering puro, modelos que incentivam o consumo instantâneo da eletricidade produzida e outros que consideram soluções intermédias entre estas duas opções. A diversidade dos modelos é principalmente em fatores como: a existência de incentivos, o valor de remuneração do 9 Aplicável no Reino Unido (autoconsumo) e na Itália (net-metering). 10 Aplicável na Alemanha (autoconsumo) e também em Portugal (autoconsumo). 9

excedente, limites de energia e/ou limites de capacidade instalada, aplicação ou não das tarifas de sistema e de acesso às redes, períodos em que são contabilizados os créditos (em net-metering), entre outros. Na Europa, de entre os modelos de autoconsumo adotados pelos vários países, podem-se salientar algumas características mais relevantes: i. Valorização da energia autoconsumida No caso da Croácia 80% da energia é valorizada com FIT (para instalações abaixo de 300 kwp), tal como na Dinamarca e na Alemanha que atribuem uma FIT pela energia autoconsumida por forma a incentivar a sua utilização. No caso de Malta, Finlândia e Áustria são utilizados contratos bilaterais para aquisição da energia (European Commission, 2015). ii. Custos de rede e sistema Sendo isentos os custos de rede e/ou de sistema em alguns países, parcialmente ou totalmente, como é o caso da Finlândia que aplica a parte fixa das taxas, da Alemanha que isenta taxas abaixo de 10 kwp e para potências acima de 10 kwp ou energia superior a 10 MWh/ano em que reduz os custos até 40% em 2017, o caso da Itália que isenta os custos de rede e de sistema abaixo de 20 kw, parcialmente até 200 kw e apenas custos de sistema acima de 200 kw, enquanto que em Malta, Croácia e Reino Unido não são aplicados estes custos. No Chipre e na Áustria não há isenção os custos de rede e de sistema (European Commission, 2015). iii. Valorização do excedente de energia A Alemanha paga um valor extra ao preço de mercado e também o Reino Unido paga uma FIP até 50% da energia excedente (abaixo de 50 kwp). Relativamente aos modelos de net-metering utilizados na Europa, pode-se identificar o período de saldo de energia que pode ser anual (como é o caso da Bélgica, Chipre, Grécia, Itália, Letónia, Holanda e Suécia), horário (como acorre na Dinamarca após a alteração do período anual para horário em 2012), semestral (no caso da Polónia) ou pode ser negociado com o ORD (na Hungria pode-se optar pelo período mensal, semestral ou anual). Relativamente aos incentivos da energia em net-metering, esta pode ser remunerada ao preço praticado pelo comercializador (como ocorre no Chipre, Hungria, Dinamarca, Grécia, Letónia e Holanda), com FIT (no Polónia) e também com reduções de no valor das tarifas de sistema (como sucede na Suécia) (European Commission, 2015), No caso da Itália é usado um sistema de remuneração da eletricidade injetada na rede que é consumida instantaneamente, que representa uma tentativa de favorecer o consumo direto mas mantendo um misto de net-metering) (ECOFYS, 2013). Os requisitos de acesso ao net-metering variam muito ao nível da potência de ligação e instalada mas principalmente são adequados a sistemas residenciais e comerciais, sendo os de maior limite até 500 kw (em Itália). Nos Estados Unidos da América o net-metering está bastante generalizado e implementado em pelo menos 47 estados (ECOFYS, 2013). Os operadores públicos, na sua generalidade, são obrigados legalmente a disponibilizar 10

net-metering aos clientes que o solicitarem, sendo os limites de potência instalada permitidos entre 10 kw e 10 MW nos diversos estados, consoante se trate de uma utilização residencial, comercial, industrial, estatal, governamental, etc. (Poullikkas, A., Kourtis, G., Hadjipaschalis, I., 2013). A energia em excesso é remunerada geralmente preço de retalho pelo comercializador mas alguns estados pagam a preços de mercado (ECOFYS, 2013). 2.3 Regulamentação em Portugal No processo de estabelecimento e desenvolvimento do sistema elétrico nacional (SEN), desde há muito que existe o conceito de produção de eletricidade para consumo próprio (Decreto-Lei n.º 26852 de 30 de julho de 1936 alterado pelos Decretos-Leis n.ºs 446/76, de 5 de junho, 517/80, de 31 de outubro, 272/92, de 3 de dezembro e 4/93, de 8 de janeiro, e pela Lei n.º 30/2006, de 11 de julho), com base em energias renováveis ou cogeração, inicialmente em pequenas hídricas associadas a indústrias ou em pequenas redes isoladas. Com a publicação do Decreto-Lei n.º 189/88, de 27 de maio, foi definido um regime tarifário específico para a Produção em Regime Especial (PRE) integrando os aproveitamentos hídricos até 10 MVA de potência instalada, a produção de energia elétrica através de outras fontes renováveis e unidades de cogeração e produção a partir de resíduos Os Decretos-Lei n.º 215-A e 215-B/2012, de 8 de outubro, vieram alterar e reorganizar o SEN, enquadrando a produção de FER, cogeração, microprodução, miniprodução, produção sem injeção de potência na rede, e outras com base em recursos endógenos, na produção em regime especial. Adicionalmente, deixou de ser aplicado ao licenciamento deste tipo de instalações, exceto na cogeração, o Regulamento de Licenças de Instalações Elétricas (RLIE) através do qual era possível o licenciamento de pequenas instalações de autoconsumo sem injeção na rede. O autoconsumo veio a ser possível através da Portaria n.º 237/2013, de 24 de julho, sem a possibilidade de injeção de excedentes na rede, até à publicação de legislação específica para o autoconsumo (Decreto-Lei n.º 153/2014, de 20 de outubro). A produção descentralizada teve forma no regime do produtor-consumidor (Decreto-Lei n.º 68/2002, de 25 de março), na microprodução (Decreto-Lei n.º 363/2007, alterado e republicado pelos Decretos-Leis n.º 118-A/2010, de 25 de outubro e Decreto-Lei n.º 25/2013, de 19 de fevereiro) e na miniprodução (Decreto-Lei n.º 34/2011, de 8 de março, alterado e republicado pelo Decreto-Lei 25/2013, e que revogou o DL 68/2002) 11. Em 2014 a produção de eletricidade oriunda de microprodução e miniprodução atingiu perto de 235 GWh, como mostra a Tabela 1, o que representa uma média de 1 423 horas de funcionamento equivalentes à potência máxima relativamente à potência total instalada. A Tabela 2 mostra o número de centrais de microprodução e miniprodução ligadas à rede, com o total de 26 193 microproduções e de 1 398 miniproduções, respetivamente. Verifica-se ainda que a fonte solar representa mais de 99% das restantes fontes utilizadas. 11 Estes modelos são detalhados em anexo 11

Tabela 1 Resumo da potência instalada e energia produzida de microprodução e miniprodução em Tipo 2014 (DGEG, 2015) Potência (kw) Energia (MWh) Microprodução 100 109 148 994 Hídrica 97 263 Eólica 418 231 Fotovoltaica 99 594 148 500 Miniprodução 64 846 85 813 Hídrica 20 61 Eólica 60 70 Fotovoltaica 64 765 83 146 Biogás 1 2 536 Total Microprodução + Miniprodução 164 955 234 807 Tabela 2 Resumo da quantidade e potência instalada de microproduções e miniproduções até 2014 (Renováveis na Hora, 2015) Microprodução Regime Remuneratório Nº Produtores Potência (kw) Total Geral 1 033 4 682 Total Bonificado 25 160 89 501 Total Microprodução 26 193 94 183 Total Bonificado Miniprodução Escalão Nº Produtores Potência (kw) I 865 13 338 II 395 23 720 III 138 28 411 Total Miniprodução 1 398 65 469 TOTAL Microprodução + Miniprodução 27 591 159 652 A discrepância de valores da potência instalada em quilowatt, observada nas Tabela 1 e Tabela 2, pode ser explicada pelo facto de que a potência registada no Portal Renováveis na hora é referente à potência dos equipamentos de ligação à rede e a potência indicada pela DGEG refere-se à potência efetivamente instalada (que no caso da fonte solar é a dos painéis fotovoltaicos e não a dos inversores). Por sua vez, o Decreto-Lei n.º 153/2014, de 20 de outubro, veio implementar o novo regime jurídico para as unidades de pequena produção (UPP) e para autoconsumo (UPAC), revogando a microprodução e miniprodução, tornando-se atualmente no único regime jurídico para a produção descentralizada. Este diploma vem regular a atividade de produção de energia para autoconsumo baseado em várias tecnologias de produção, renováveis ou não renováveis, com potência máxima instalada até duas vezes a potência contratada da instalação de utilização com possibilidade de injeção de eventuais excedentes na rede. Adicionalmente, é permitida a instalação de centrais pequena produção com venda total de energia à rede limitadas a 250 kw, desde que o consumo seja de pelo menos 50% do valor da energia produzida, conforme representação da Eq. 1, através de uma só tecnologia de fonte renovável. E produzida 2 E consumida Eq. 1 12

Para centrais de autoconsumo, sem injeção na rede com potência instalada entre 0,2 kw e 1,5 kw a exploração apenas necessita de uma comunicação prévia no sistema de registos, sendo as instalações até 0,2 kw isentas de controlo prévio, conforme identificado na Tabela 3. Tabela 3 Resumo das condições de licenciamento de UPP e UPAC (Decreto-Lei 153/2014) Autorização/ Licenciamento Potência Instalada Até 0,2 kw De 0,2 W a 1,5 kw De 1,5 kw a 1 000 kw Isolado N.A. Autoconsumo Mera comunicação prévia Mera comunicação prévia Sem injeção Com injeção de excedentes Necessário registo e certificado de exploração Necessário registo e certificado de exploração Necessário registo e certificado de exploração Pequena Produção Injeção total na rede Necessário registo e certificado de exploração (até 250 kw) A partir de 1 000 kw Necessária licença de produção e de exploração N.A. Nos casos em que a instalação de utilização não se encontra ligada à rede é necessário registo e certificado de exploração, bem como, a instalação de contador, se pretender transacionar certificados verdes para a energia autoconsumida. No autoconsumo com injeção de excedentes na rede, a energia excedente é remunerada pelo valor calculado através da fórmula da Eq. 2: Onde: R UPAC,m = E fornecida,m OMIE m 0,9 Eq. 2 RUPAC,m é a remuneração do mês m em [ ]; Efornecida,m é a energia fornecida no mês m, em [kwh]; OMIEm é o valor resultante da média aritmética simples dos preços de fecho do Operador do Mercado Ibérico de Energia (OMIE) para Portugal (mercado diário), relativos ao mês m, em [ /kwh] 13

Os centros eletroprodutores destinados ao autoconsumo com potência superior a 1,5 kw, cuja instalação de utilização se encontre ligada à RESP, fiquem sujeitos ao pagamento de uma compensação mensal fixa entre 30% a 50% do valor dos CIEG caso a capacidade global em autoconsumo exceda 1% e 3% do valor da potência de geração no sistema, respetivamente, nos primeiros 10 anos de exploração, calculada com base na Eq. 3: C UPAC,m = P UPAC V CIEG,t K t Eq. 3 Onde: C UPAC,m é a compensação paga no mês m por cada kw de potência instalada, que permita recuperar uma parcela dos CIEG na tarifa de uso global do sistema relativa ao regime de produção de eletricidade em autoconsumo. P UPAC é o valor da potência instalada; V CIEG,t é o valor que permite recuperar os CIEG da respetiva unidade de autoconsumo, medido em [ /kw], apurado no ano t; Kt é o coeficiente de ponderação, entre 0% e 50%, a aplicar ao V CIEG,t tendo em consideração a representatividade da potência total registada das UPAC no Sistema Elétrico Nacional, no ano «t» t é o ano de emissão do certificado de exploração do centro electroprodutor. De acordo com os valores do coeficiente de ponderação Kt e com os valores associados à recuperação dos custos decorrentes de política energética, de sustentabilidade ou de interesse económico geral (VCieg,t), em por kw, apurados para 2015 e publicados e aprovados pela Diretiva 15/2014 ERSE, de 15 de dezembro, a parcela VCieg,t x Kt assume os valores que constam da Tabela 4. Tabela 4 Valores da parcela Vcieg x Kt para 2015 (ERSE 2014, Decreto-Lei 153/2014) Nível de tensão/tipo de Fornecimento, VCieg,2015 P. Acumulada UPAC em relação à P. de Produção instalada no SEN [%] <1% 1% P 3% > 3% Kt 0% 30% 50% ( /kw)/mês AT 2,617 0,0000 0,7851 1,3085 MT 3,062 0,0000 0,9186 1,5310 BTE 3,819 0,0000 1,1457 1,9095 BTN > 20,7 kva 3,308 0,0000 0,9924 1,6540 BTN 20,7 kva 5,78 0,0000 1,7340 2,8900 14

2.4 O recurso solar A energia solar recebida num dado local depende da radiação incidente, especificamente do ângulo de incidência da radiação sobre a superfície recetora que, por sua vez, depende da altura do dia, da estação do ano e da proximidade do equador (EU JRC, 2014). Na Europa, os países do Sul são os que apresentam uma maior incidência radiação, logo, são mais favoráveis ao aproveitamento deste recurso, como é o caso de Portugal (EU JRC, 2014). No caso em estudo, entende-se como a superfície recetora a área dos módulos fotovoltaicos. Assim, a colocação dos módulos deveria estar otimizada para captar o máximo de radiação solar direta, situação em que o ângulo de incidência seria 0º (radiação incidente perpendicular ao plano dos módulos), contudo, esta situação obrigaria à existência de seguidores solares em todas as centrais fotovoltaicas. No caso se uma instalação fotovoltaica fixa não é possível manter o máximo de radiação incidente possível, assim, otimiza-se o ângulo de inclinação dos módulos (plano de incidência) por forma a obter um ângulo com o maior rendimento diário de captação de energia, tendo em conta a variação da altura solar ao longo do ano (Monteiro, 2014). Dependendo se se pretende obter a máxima rentabilidade no inverno ou no verão, adiciona-se 15º à latitude do local ou subtrai-se 15 à latitude do local, respetivamente, e para uma boa rentabilidade anual subtrai-se 5º à latitude do local. Verifica-se então que para Portugal o ângulo de inclinação ótimo rondará 35 (Monteiro, 2014). Observa-se nos dois mapas solares da Figura 1 a soma anual da irradiação global (kwh/m 2 ) e a soma anual do potencial de eletricidade gerada por um sistema de 1 kwp (kwh/kwp) assumindo um índice de performance 12 de 75%, em que se considera a incidência no plano horizontal a) e outro num plano de inclinação ótimo b). Entre as duas situações, a) e b), verifica-se um aumento em cerca de 150-200 kwh/m 2 da irradiação global, o que representa, no melhor caso, aproximadamente 1 600 horas equivalentes à potência de pico. 12 Índice que caracteriza o desempenho de diferentes sistemas fotovoltaicos e que é dado pelo quociente entre o número equivalente de horas, num dado período em que um sistema fotovoltaico funcionou à sua potência de pico e o número de equivalente de horas, num dado período, em que um gerador recebeu a irradiância de referência (Viana, 2010). 15

a) b) Figura 1 Irradiação global e potencial de eletricidade gerada em Portugal 13 : a) no plano horizontal; b) no plano com inclinação ótima (EU JRC, 2014) A tecnologia mais usual para a tecnologia fotovoltaica é o Silício cristalino (Si), sejam monocristalino ou policristalino, seguido Película Fina que poderá ser composta por Silício amorfo (a-si), Telurieto de Cádmio e/ou Sulfureto de Cádmio (CdTe/CdS), Selenieto de Cobre e Índio (CIS) ou Di-Selenieto de Cobre Índio Gálio (CIGS) (Costa, 2013). Atualmente, a eficiência dos módulos fotovoltaicos ao nível comercial varia aproximadamente entre 5%-20%, prevendo-se um aumento da eficiência até 2017 por forma a chegar aos 24% para o Simonocristalino, 19% no Si-policristalino/CdTe/CIGS e 12% para o a-si (AIE, 2014). Atualmente existem outras tecnologias em desenvolvimento e diversas técnicas acessórias que podem aumentar a produção de energia, como o caso da tecnologia fotovoltaica de concentração e seguidores solares. Contudo, estas tecnologias acarretam maiores custos de implementação dos sistemas (AIE, 2014). 2.5 Armazenamento Quando se fala em armazenamento de energia, pode-se pensar para além da energia elétrica e adotar diferentes formas de energia, mecânica, cinética ou potencial. As soluções existentes para armazenar energia proveniente de FER intermitentes variam conforme as necessidades de armazenamento, grande capacidade ou pequena, número de ciclos de carga/descarga, fiabilidade, durabilidade, preço, etc., e podem ser as seguintes: 13 Com base na média de dados recolhidos no período entre 1998 e 2011. 16

Bombagem para uma albufeira Este tipo de armazenamento associado à fonte hídrica dificilmente pode ser aplicado numa pequena produção distribuída; Armazenamento de gás comprimido Esta técnica já pode ser implementada em produção distribuída podendo mesmo servir como alternativa à rede quando houver uma falha de energia; Discos de Inércia Fly-wheels Sistemas bastante eficientes, vida útil longa, podem servir de apoio alternativo ao fornecimento em caso de falha de energia ou mesmo alternativa económica à produção distribuída (armazenamento em horas de vazio e consumo em horas de ponta) Baterias químicas Uma opção viável à produção distribuída que contempla diversas opções de tecnologias (ácido-chumbo, cádmio-níquel, hidreto de metelo-níquel, enxofre/sódio, iões de lítio, polímero-lítio, entre outros (Silva, 2008); Super Condensadores Apenas permite armazenar pequenas quantidades de energia durante pouco tempo, utilizados principalmente em dispositivos eletrónicos; Células de combustível/hidrogénio A eletricidade excedente é utilizada na produção de hidrogénio que posteriormente pode ser armazenado em reservatórios, a tecnologia de produção e eletricidade com base no hidrogénio está ainda em evolução não sendo ainda economicamente viável. Em sistemas autónomos as baterias de Ácido-Chumbo são os elementos mais comuns para o armazenamento de curta duração. Estas baterias têm um bom rendimento mesmo para taxas de descarga elevadas (Viana, 2010), contudo, os preços de instalação, manutenção e dos sistemas de controlo, tendo em conta a durabilidade das mesmas, leva a que a sua aplicação em sistemas de autoconsumo seja ainda precoce. Assim, neste estudo não se considera a aplicação prática de baterias mas sim uma situação de armazenamento ideal. 17

Energia (GWh) Capítulo 3. Análise de dados A Diretiva n.º 2/2015, de 14 de janeiro da ERSE veio publicar os perfis de consumo tipo aplicáveis a clientes finais MT, clientes finais BTE, três perfis para BTN, classes BTN A, BTN B e BTN C, perfil de consumo para iluminação pública (IP), o perfil de produção aplicável à microprodução e miniprodução de fonte solar, os perfis de perdas nas redes elétricas e o diagrama de carga de referência, aprovados para o ano de 2015. Estes perfis tipo, ou iniciais, têm como objetivo a aplicação a todos os clientes finais que não tenham equipamentos de medição com registo em períodos de 15 minutos. Estes perfis são normalizados e são estimados através da aquisição de dados de sistemas de telecontagem e submetidos para aprovação pelos operadores de rede. Nos casos em que não se encontram diferenciadas as quantidades de energia entregues com o nível de informação suficiente para o cálculo das tarifas é necessário utilizar diagramas de carga representativos dos perfis de consumo ou de produção do consumidor ou produtor padrão em dado nível de tensão e opção tarifária. Com base nestes perfis tipo e nos dados de consumo e número de consumidores, para cada nível de tensão ou classe de consumo, e a produção e número de produtores para cada tipo de produção, são obtidos perfis com a potência média instantânea para cada consumidor ou produtor. Estes perfis de potência média instantânea consideram-se os perfis finais que serão utilizados para estimar os consumos e produções típicas associadas a cada setor de atividade (residencial, comercial ou industrial). 3.1 Consumidores e fornecimento de energia O consumo da energia elétrica aumentou gradualmente até 2010 chegando aos 48 949 GWh e desde então tem vindo a decrescer até aos 46 245 GWh em 2013, de acordo com a Figura 2. 60.000 40.000 20.000 Evolução do consumo de energia elétrica em Portugal Continental 48.949 46.245 0 1994 1997 2000 2003 2006 2009 2012 Ano Produção líquida + saldo importador Consumo Líquido de Perdas Perdas de transporte e distribuição Figura 2 Evolução do consumo de energia elétrica 1994-2012 (DGEG, 2015) Relativamente ao consumo esperado em 2015 para os diferentes níveis de tensão, comparativamente a 2014 percebe-se pela análise das Figura 3 e Figura 4 o peso do mercado livre em relação aos fornecimentos nas tarifas 18

transitórias, sendo estas apenas para a MT, BTE e BTN, chegando já perto dos 90% do consumo total, o que representa cerca de 65% dos consumidores. Figura 3 Estrutura de consumos por mercado e nível de tensão em 2014 (ERSE, 2014) Figura 4 Estrutura de consumos por mercado e nível de tensão em 2015 (ERSE, 2014) No documento Caracterização da procura de energia elétrica em 2015 (ERSE, 2014) são identificados os fornecimentos de energia e o número médio de consumidores esperados em 2015, por tipo de fornecimento e por mercado, conforme a Tabela 5. Importa referir que a iluminação pública teve uma categoria própria que deixou de existir em 2014, sendo os respetivos consumos e o número de consumidores integrados na BTN conforme estipulado no documento de Caracterização da Procura de Energia Elétrica em 2014 (ERSE, 2013). 19

Tabela 5 Evolução esperada dos fornecimentos e de número de consumidores de eletricidade por nível de Fornecimentos em Mercado Regulado tensão e por mercado considerada nas tarifas de 2015 (ERSE, 2014) Fornecimentos de energia elétrica (GWh) Tarifas 2014 Tarifas Estimadas 2015 % T2015/T2014 Número médio de consumidores Tarifas 2014 Tarifas Estimadas 2015 % T2015/T2014 10 254 4 644-54,7% 3 440 878 2 238 233-35,0% MAT 0 0-0 0 - AT 6 0-10 1-90,0% MT 545 168-69,2% 2 358 853-63,8% BTE 330 180-45,5% 6 039 2 564-57,5% BTN 9 373 4 296-54,2% 3 432 471 2 234 815-34,9% Fornecimentos em Mercado Livre 34 277 39 974 16,6% 2 638 836 3 850 406 45,9% MAT 2 192 2 148-2,0% 69 68-1,4% AT 6 388 7 032 10,1% 273 289 5,9% MT 13 091 13 811 5,5% 21 218 22 850 7,7% BTE 2 974 3 155 6,1% 27 511 31 175 13,3% BTN 9 632 13 828 43,6% 2 589 765 3 796 024 46,6% Fornecimento Total 44 533 44 617 0,2% 6 079 711 6 079 711 0,0% MAT 2 192 2 148-2,0% 69 68-1,4% AT 6 395 7 032 10,0% 283 290 2,5% MT 13 636 13 978 2,5% 23 576 23 703 0,5% BTE 3 304 3 335 0,9% 33 550 33 739 0,6% BTN 19 006 18 124-4,6% 6 022 236 6 030 839 0,1% No caso da BTN, com base em estudos efetuados com vista à caracterização do consumo, efetuados pelo INESC Porto e INESC Coimbra e apresentados à ERSE pelo ORD verificou-se a segmentação em três classes como indica a Tabela 6. 20

Tabela 6 Segmentação de consumidores em BTN (ERSE, 2014) Potência Contratada (kva) Energia Classe A > 13,8 - Classe B 13,8 > 7 140 Classe C 13,8 7 140 A cada uma destas três classes de consumo em BTN é possível associar tipos consumo mais voltados para atividades profissionais ou para consumos ao nível residencial, com base nos perfis tipo de cada classe. No caso representado na Figura 5 para o perfil tipo BTE, verifica-se um maior consumo nas horas de cheia e ponta com decréscimo a meio do dia, sugerindo um consumo comercial/industrial. Figura 5 Diagrama semanal típico de consumo em BTE no inverno e no verão em 2014 (ERSE, 2014). No caso do perfil BTN A, conforme a Figura 6, ainda que com consumos menores, os diagramas assemelham-se aos perfis de BTE, sugerindo que o tipo de consumo será o mesmo. Figura 6 Diagrama semanal típico de consumo em BTN A no inverno e no verão em 2014 (ERSE, 2014). 21

No caso da BTN B, como mostra a Figura 7, os consumos já são algo distintos dos consumos acima descritos, observando-se alguma aproximação entre os dias úteis e não úteis, contudo, verificam-se ainda os picos de consumo que salientam a aproximação ao setor comercial. Figura 7 Diagrama semanal típico de consumo em BTN B no inverno e no verão em 2014 (ERSE, 2014). Já no caso da BTN C, representado na Figura 8, os consumos são maioritariamente à noite em período de vazio o que sugere um consumo residencial, mostrando semelhanças com a BTN B no período de verão. Figura 8 Diagrama semanal típico de consumo em BTN C no inverno e no verão em 2014 (ERSE, 2014). 3.2 Construção dos perfis para os dias típicos Numa primeira aproximação tentou-se perceber qual era o comportamento dos consumidores e da produção fotovoltaica através dos perfis de dias representativos dos consumos no inverno, no início de janeiro, e no verão no início de julho, em dias úteis (tipicamente um dia a meio da semana) e fins-de-semana, tendo sido escolhidos os dias: 14 de janeiro dia útil inverno, quarta-feira 1 de julho dia útil verão, quarta-feira 17 e 18 de janeiro fim-de-semana inverno 4 e 5 de julho fim-de-semana verão 22

O tipo de consumos associados aos perfis BTN A e BTN B podem-se considerar semelhantes ao tipo de consumo associados ao perfil de BTE, pelo que, a análise apenas efetuada sobre os perfis de consumo BTE e BTN C, servindo como exemplo do setor industrial/comercial e do setor residencial, e sobre os perfis produção da miniprodução e microprodução, respetivamente. Os restantes resultados obtidos serão colocados em anexo. 3.2.1 Perfis de consumo Os perfis de consumo são aplicáveis a todos os clientes finais que não dispõem de equipamento de medição com registo de consumos em períodos de 15 em 15 minutos. Estes perfis foram estimados a partir dos consumos registados pelos equipamentos de medição dos clientes finais, ou obtidos por estimativa, de cada perfil de consumo aplicável. Para cálculo dos perfis finais de consumo, teve-se em conta o consumo total previsto para a baixa tensão (21 459 GWh no conjunto BTN mais BTE) e a distribuição do consumo de cada opção tarifária em BTN 14 pelas diferentes classes, obtendo-se a repartição por nível de tensão e classe BTN que mostra a Tabela 7. Tabela 7 Distribuição do consumo anual na baixa tensão com distinção da classe BTN (ERSE, 2014) Nível de Tensão/Classe Consumo Anual (MWh) Nº Consumidores BTE 3 335 421 33 739 BTN A 4 982 764 1 658 029 BTN B 610 757 203 231 BTN C 12 530 544 4 169 575 Total 21 459 486 6 064 575 Cada conjunto de valores de consumo e de número de consumidores são aplicados ao respetivo perfil inicial para cálculo dos perfis finais, que correspondem a perfis de potência média instantânea por cada consumidor. Os perfis finais de consumo, para BTE e BTN C referentes a um dia útil de inverno e de verão típicos, são apresentados para efeito comparativo na Figura 9, Figura 10, Figura 11 e Figura 12, sendo os restantes perfis apresentados em anexo. Relativamente à distribuição do consumo em BTE nos dias úteis, Figura 9 e Figura 10, o consumo é centralizado em dois picos, um a meio da manhã e a outro a meio da tarde, verificando-se um aumento do consumo no inverno em relação ao verão em cerca de 10%. A potência de pico de consumo é cerca de 21 kw e 17 kw no inverno e verão, respetivamente. 14 A composição das opções tarifárias (Tri-horária, Bi-horária e Simples) pelas classes BTN A, BTN B, BTN C, é publicada pela ERSE no documento Caracterização da Procura de EE 2015. 23

Figura 9 Perfil final de consumo em BTE num dia útil típico de verão. Figura 10 Perfil final de consumo em BTE num dia útil típico de inverno. No perfil BTN C nos dias úteis, Figura 11 e Figura 12, verifica-se em geral um aumento em cerca de 30% no consumo de inverno em relação ao de verão, existindo um pico de consumo nas horas de vazio (pelas 20h) com cerca de 0,7 kw e 0,42 kw, em cada estação, respetivamente. 24

Figura 11 Perfil final de consumo em BTN C num dia útil típico de verão. 3.2.2 Perfis de Produção Figura 12 Perfil final de consumo em BTN C num dia útil típico de inverno. À semelhança do que foi feito para o consumo, pode aplicar-se a mesma metodologia aos perfis da microprodução e miniprodução, sendo necessário identificar a produção anual de cada um destes regimes e o número produtores associado, identificados na Tabela 8. Serão assim criados dois perfis distintos, um com base no número de produtores e produção anual da microprodução e outro com os mesmos dados referentes à miniprodução obtendo-se, assim, um perfil da produção média em cada uma destas situações. 25

Tabela 8 Distribuição da produção, potência e número de produtores na microprodução e miniprodução em 2014 (DGEG, 2015; Renováveis na Hora, 2015) Produção N.º Produtores Potência Instalada (kw) Energia (MWh) Microprodução 26 193 100 109 148 994 Miniprodução 1 398 64 846 85 813 Total 27 591 164 955 234 807 Apresentam-se na Figura 13, Figura 14, Figura 15 e Figura 16, os perfis finais dos dias úteis de inverno e de verão, referentes à miniprodução e microprodução, sendo os perfis correspondentes aos restantes dias típicos apresentados em anexo. Na miniprodução nos perfis dos dias úteis de verão e inverno, Figura 13 e Figura 14, verifica-se que a produção fotovoltaica se situa nas horas de maior radiação solar sendo a produção no verão muito superior à do inverno, com um pico de produção no verão cerca de 12 kw superior ao do inverno, chegando aos 25 kw. Também se verificam mais horas de produção no verão (perto de 14h), tendo o perfil de produção uma base mais ampla, enquanto que no inverno a produção começa mais tarde e acaba mais cedo tendo menos horas de produção (cerca de 10h). Figura 13 Perfil final de uma miniprodução num dia útil típico de verão. 26

Figura 14 Perfil final de uma miniprodução num dia útil típico de inverno. Relativamente à microprodução, Figura 15 e Figura 16, uma vez que o perfil inicial é o mesmo da miniprodução, as características são as mesmas referidas anteriormente, com a diferença dos picos de produção no verão e inverno que têm cerca de 2,3 kw e 1,2 kw, respetivamente. Figura 15 Perfil final de uma microprodução num dia útil típico de verão. 27

3.3 Análise comparativa Figura 16 Perfil final de uma microprodução num dia útil típico de inverno. Por forma a perceber a adaptação dos perfis de consumo e de produção em cada classe, ou tarifário, foi feita a sobreposição dos dois perfis para cada um dos dias típicos, como mostram a Figura 17 e a Figura 18, para BTE e BTN C, respetivamente, sendo os mesmos perfis listados em anexo em escala adequada. 28

a) b) c) d) Figura 17 Perfis de consumo (a vermelho) e de produção (a azul) para BTE e Miniprodução; a) Dia útil de inverno; b) Dia útil de verão; c) Fim-de-semana de inverno; d) Fim-de-semana de verão; Pode perceber-se que, num dia útil de inverno a produção não é suficiente para satisfazer o consumo nem nas horas de maior produção. No caso do dia útil de verão existe algum excedente considerável na ordem dos 40 kwh que não é suficiente para colmatar os períodos de consumo superior à produção diária, que aparenta ser aproximadamente duas vezes este valor. O consumo num fim-de-semana de inverno é cerca de três vezes superior à produção que apenas faz face aos consumos nas horas de maior produção, existindo um pico de consumo fora destas horas (pelas 19h) perto da potência máxima do dia, sendo o excedente desprezável face ao consumo neste perfil. Apenas no fim-de-semana de verão a produção se aproxima ao consumo, podendo mesmo existir um equilíbrio energético diário. Verifica-se, no geral, um consumo superior à produção o que poderá tornar o sistema viável para estes perfis, seja em autoconsumo com venda de excedentes à rede ou no modelo de net-metering, contudo, verificando-se globalmente um consumo superior à produção, pode haver margem para redimensionar a instalação e ainda ser economicamente viável. 29

a) b) c) d) Figura 18 Perfis de consumo (a vermelho) e de produção (a azul) para BTN C e Microprodução; a) Dia útil de inverno; b) Dia útil de verão; c) Fim-de-semana de inverno; d) Fim-de-semana de verão; O comportamento do perfil BTN C e perfil de microprodução já são completamente distintos da situação da BTE, verificando-se grandes excedentes de energia no verão, possivelmente suficientes para colmatar os consumos do resto do ano. No caso do inverno apesar de a produção ser em excesso do consumo instantâneo já não será suficiente para colmatar os consumos das horas de vazio e super vazio, altura de maior consumo neste perfil. Para satisfazer os consumos anuais nesta situação, haveria necessidade de armazenamento de energia não só diária mas também do excesso produzido no verão, visto que o défice de produção de energia no inverno não é suficiente para ser autossustentável. Numa situação de autoconsumo com injeção de excedentes na rede poderá estar a produção desadequada ao consumo e, uma vez que é sobredimensionada, poderá não ser viável a sua instalação de acordo com este modelo. Com base nesta informação de consumo e de produção diária dos perfis analisados, é possível prever alguns problemas ou vantagens na adaptação ao autoconsumo nos diferentes modelos, com por exemplo: os casos em que se verificam grandes excessos de produção relativamente ao consumo são desadequados a esquemas de consumo isolado ou de venda de excedentes a preços muito inferiores ao preço final aplicado aos consumidores; ou as situações de consumo anual e produção equivalentes em que os picos de produção são, no geral, enquadrados nos picos de consumo, sendo mais valorizada a energia autoconsumida. 30

Capítulo 4. Avaliação Técnico-Económica Neste ponto é abordado o programa desenvolvido em Matlab, o tratamento da informação dos perfis, os pressupostos aplicáveis aos modelos de autoconsumo a estudar e, com base nos balanços de energia de consumo e de produção, a avaliação económica dos modelos. Assim, são identificados os consumos e produções necessários para a valorização da energia em cada uma das situações definidas anteriormente: Autoconsumo Isolado, Autoconsumo com injeção na rede e Net-Metering. É ainda avaliada a viabilidade destes sistemas com base nos perfis tipo calculando-se o valor atualizado líquido (VAL), a taxa interna de rentabilidade (TIR) e o período de retorno do investimento. Os indicadores, VAL e TIR, são calculados iterativamente de acordo com as respetiva fórmulas, dadas pela Eq. 4 e pela Eq. 5, respetivamente: n VAL = CF j (1 + i) j I t j=1 Eq. 4 Onde, CF j É o cash-flow, ou receitas líquidas anuais do ano j n Anos de vida útil do projeto I t - Investimento inicial atualizado para o ano 0 i - Taxa de atualização n TIR = CF j (1 + TIR) j I t j=1 Eq. 5 4.1 Aplicação Desenvolvida Foi desenvolvido um programa em Matlab que permite ler um ficheiro de Excel (*.csv) contendo a informação dos perfis de consumo e de produção 15. Este ficheiro deve ter uma estrutura formada por 5 colunas, com a data (DD-MM-AAAA), dia da semana, a hora a que respeita o intervalo de 15 em 15 minutos de cada medição (HH:MM), o valor da potência instantânea de consumo (kw) e o valor da potência instantânea de produção (kw), indicando na primeira linha o nome dos campos (por ex.: Data; Dia; Hora; Consumo BTN C (kw); Microprodução (kw) ). Na leitura do ficheiro é possível optar pela análise de perfis iniciais ou finais para diferenciação dos resultados. 15 Neste caso para a fonte solar e tecnologia fotovoltaica. 31

Com base na informação dos ficheiros, o programa constrói os gráficos com os perfis de consumo e de produção sobrepostos, sendo possível apresentar os perfis diário dos quatro dias típicos do ano considerados, ou das semanas a que dizem respeito os dias típicos (14 a 20 de janeiro; 1 a 7 de julho). Apresentam-se como exemplo a Figura 19 e a Figura 20 com os perfis semanais BTE para inverno e verão, respetivamente, encontrando-se os restantes perfis em anexo. Figura 19 Perfis de consumo (BTE) e produção (miniprodução), numa semana típica de inverno. Figura 20 Perfis de consumo (BTE) e produção (miniprodução), numa semana típica de verão Existe também a possibilidade de apresentar os perfis com identificação das áreas em que a energia é Consumida da rede, Autoconsumida e Excedente, sendo também possível identificar a Energia Armazenada Consumida caso se verifique a existência de armazenamento ou net-metering. Na Figura 21 e na Figura 22 são apresentados como exemplo os perfis de consumo BTE e de miniprodução para o inverno e verão, respetivamente, contemplando o modelo de net-metering com diferenciação dos períodos de autoconsumo, excesso de produção e consumo da rede, sendo os restantes perfis com identificação de áreas apresentados em anexo. 32

25 Consumo e produção na semana de 14-20 janeiro (Net-Metering) 20 Potência(kW) 15 10 5 0 quarta quinta sexta sábado domingo segunda terça Tempo (h) Energia Importada da rede Energia Excedente Energia em Saldo Net-Metering Energia Autoconsumida Figura 21 Perfis de consumo (BTE) e produção (miniprodução) num sistema ligado à rede, com contabilização dos excedentes em net-metering, numa semana típica de inverno. 30 Consumo e produção na semana de 1-7 julho (Net-Metering) 25 20 Potência(kW) 15 10 5 0 quarta quinta sexta sábado domingo segunda terça Tempo (h) Energia Importada da rede Energia Excedente Energia em Saldo Net-Metering Energia Autoconsumida Figura 22 Perfis de consumo (BTE) e produção (miniprodução) num sistema ligado à rede, com contabilização dos excedentes em net-metering, numa semana típica de verão. A análise com base nestes gráficos permite perceber facilmente o que se passa durante todo o ano. Neste caso, na semana típica de inverno não existem praticamente excedentes de energia sendo, no geral, o consumo superior à produção e no verão os excedentes que se verificam são praticamente suficientes para suprir as necessidades energéticas da semana. 33

Adicionalmente, são efetuados cálculos para obter os balanços de energia para os dias típicos e para o ano, em cada período horário de Ponta, Cheia, Vazio e Super Vazio, nomeadamente: - Energia Consumida, sendo as necessidades de consumo da instalação de utilização, de acordo com o perfil final de consumo; - Energia Produzida, sendo a totalidade de energia produzida pela microprodução ou miniprodução, de acordo com o perfil final de produção; - Energia Autoconsumida, que é a energia produzida que é consumida instantaneamente na instalação de utilização; - Energia Excedente, que é o valor da produção de energia líquida do autoconsumo, ou seja, a diferença entre a produção e o consumo instantâneos; - Energia Importada da Rede, que representa a energia consumida da rede líquida do autoconsumo ou, nos modelos de autoconsumo isolado da rede, representa o consumo esperado líquido de autoconsumo, sendo dada pela diferença entre a energia consumida e a energia autoconsumida; - Energia Armazenada Consumida, que representa o valor de energia que é consumida em alturas de consumo superior à produção, proveniente de excedentes de energia (sendo que a totalidade da energia excedente se contabiliza em saldo para utilização no modelo com armazenamento ou em net-metering); - E.Importada da Rede - E.Armaz.Consumida, este valor representa a energia efetivamente consumida da rede ou, nos modelos de autoconsumo isolado da rede, o consumo que fica por satisfazer, sendo dado pelo consumo líquido de autoconsumo e de energia eventualmente armazenada ou proveniente de saldos de net-metering; - Energia ainda Armazenada, que representa o saldo de energia remanescente no fim do período de análise de saldos diários, semanais ou anuais de energia, caso exista armazenamento ou net-metering (este valor não é diferenciado por períodos horários). No caso dos dias típicos os balanços energéticos e os perfis são apresentados só e apenas para aquele dia, ou seja, sem contabilização dos excedentes, saldos ou armazenamento de dias anteriores. 4.2 Casos de estudo Na descrição de modelos de incentivo à produção descentralizada de energia com base em FER foram identificados os modelos de produtor-consumidor aplicáveis ao estudo em questão, sendo eles o autoconsumo com/sem injeção de excedentes na rede, já permitido pela legislação portuguesa e o net-metering, ainda sem possibilidade de ser implementado em Portugal atualmente. 34

4.2.1 Autoconsumo Isolado/sem injeção na rede Considera-se nestes modelos uma instalação do tipo BTN C, uma com armazenamento e outra sem, com consumos tipicamente residenciais, associada a uma produção do tipo microprodução (abaixo de 5,75 kw). Apresenta-se o resumo dos balanços de energia dos dias típicos na Tabela 9, encontrando-se em anexo os resultados diferenciados por período horário, e na Tabela 10 os resultados anuais onde se salienta o consumo anual de 3 005 kwh e a produção anual de 5 688 kwh. Tabela 9 Resumo dos resultados dos dias típicos para os perfis BTN C e microprodução Resumo dos dias típicos BTN C Dia útil inverno Fim-de-semana inverno Dia útil verão Fim-de-semana verão Consumo de Energia 10,15 10,57 7,50 7,55 Energia Produzida 7,67 7,67 21,61 21,61 Energia Autoconsumida 3,45 3,90 4,48 4,55 Energia Excedente 4,22 3,77 17,13 17,06 Consumo Líquido (Consumo Autoconsumo) Energia Armazenada Consumida E.Importada da Rede - E.Armaz.Consumida 6,69 6,67 3,02 3,00 4,15 3,77 1,72 1,68 2,54 2,90 1,30 1,32 Energia ainda Armazenada 0,07 0,00 15,40 15,38 Tabela 10 Saldos anuais de energia do Perfil BTN C e Microprodução, dos perfis base. BTN C Saldos de Energia Anual Ponta Cheia Vazio Super Vazio Total Consumo de Energia 864 1 143 676 322 3 005 Energia Produzida 2 039 3 313 324 13 5 688 Energia Autoconsumida 429 849 131 12 1 421 Energia Excedente 1 610 2 464 192 1 4 267 Energia Importada da Rede 436 294 545 309 1 584 Energia Armazenada Consumida E.Importada da Rede - E.Armaz.Consumida 436 292 497 276 1 501 0 2 48 34 83 Energia ainda Armazenada 2 766 35

A produção anual de energia seria suficiente para satisfazer o consumo previsto, contudo, como mostra a Figura 23 a) e c), o consumo fora das horas de produção conjugado com a fraca produção durante o inverno não permitem que este sistema por si só seja suficiente para suprir as necessidades de energia. Durante o verão, de acordo com a Figura 23 b) e d), o aumento de produção e a redução do consumo em relação ao inverno permitem a sustentabilidade do sistema diariamente. a) b) 1.4 Consumo e produção num dia útil de inverno (AC Isolado da Rede) 2.5 Consumo e produção num dia útil de verão (AC Isolado da Rede) 1.2 2 1 Potência(kW) 0.8 0.6 Potência(kW) 1.5 1 0.4 0.5 0.2 0 0.15 1.15 2.15 3.15 4.15 5.15 6.15 7.15 8.15 9.15 10.15 11.15 12.15 13.15 14.15 15.15 16.15 17.15 18.15 19.15 20.15 21.15 22.15 23.15 Tempo (h) Energia Consumo Esperado Energia Energia Excedente Energia Proveniente de Armazenamento Energia Energia Autoconsumida 0 0.15 1.15 2.15 3.15 4.15 5.15 6.15 7.15 8.15 9.15 10.15 11.15 12.15 13.15 14.15 15.15 16.15 17.15 18.15 19.15 20.15 21.15 22.15 23.15 Tempo (h) Consumo Esperado Energia Excedente Energia Proveniente de Armazenamento Energia Autoconsumida c) d) 1.4 Consumo e produção num fim-de-semana de inverno (AC Isolado da Rede) 2.5 Consumo e produção num fim-de-semana de verão (AC Isolado da Rede) 1.2 2 1 Potência(kW) 0.8 0.6 Potência(kW) 1.5 1 0.4 0.5 0.2 0 0.15 1.15 2.15 3.15 4.15 5.15 6.15 7.15 8.15 9.15 10.15 11.15 12.15 13.15 14.15 15.15 16.15 17.15 18.15 19.15 20.15 21.15 22.15 23.15 Tempo (h) Consumo Esperado Energia Excedente Energia Proveniente de Armazenamento Energia Autoconsumida 0 0.15 1.15 2.15 3.15 4.15 5.15 6.15 7.15 8.15 9.15 10.15 11.15 12.15 13.15 14.15 15.15 16.15 17.15 18.15 19.15 20.15 21.15 22.15 23.15 Tempo (h) Consumo Esperado Energia Excedente Energia Proveniente de Armazenamento Energia Autoconsumida Figura 23 Perfis de consumo e de produção para BTN C e Microprodução, num sistema isolado, com identificação das necessidades de consumo (amarelo), excedente (verde), autoconsumida (laranja) e proveniente de armazenamento (cinzento): a) Dia útil de inverno; b) Dia útil de verão; c) Fim-de-semana de inverno; d) Fim-de-semana de verão; 4.2.1.1 Autoconsumo Isolado Num modelo de autoconsumo isolado, ou seja, cuja instalação de utilização não se encontre ligada à rede partese dos seguintes pressupostos: - Toda a energia consumida é apenas a proveniente do autoconsumo e dos saldos de energia armazenada; 36

- O armazenamento deve ser suficiente para as necessidades de consumo diárias e ter em conta o excedente diário; - Entendendo-se por armazenamento a contabilização total da energia excedente do consumo instantâneo da produção, não sendo consideradas as limitações do armazenamento de energia ao nível de capacidade ou rendimento; - A central fotovoltaica deve ser dimensionada para garantir que a produção é suficiente para as necessidades de consumo anuais e diárias; As necessidades de consumo diário excluindo o autoconsumo, de acordo com a Tabela 9, são cerca de 7 kwh no inverno e 3 kwh no verão. Enquanto num dia de verão sobra energia suficiente para satisfazer os consumos do dia, no inverno o excedente diário já não é suficiente. O caso mais restritivo em que a produção é insuficiente para o consumo diário, ocorre no fim-se-semana de inverno em que o consumo é 10,57 kwh e a produção 7,67 kwh. Para garantir este consumo, a produção deveria aumentar em, pelo menos, 37,81%. Após o aumento da produção obtêm-se os perfis da Figura 24 onde se pode confirmar que o aumento cumpriu com o objetivo pretendido de suprir os consumos na semana de inverno. O excedente de energia de terça-feira será suficiente para colmatar os consumos ao início da quarta-feira seguinte. Para o verão, a Figura 25 mostra que os perfis são semelhantes aos anteriores uma vez que já existia energia para os consumos diários, sendo a diferença principal o aumento de produção. Assim, existindo produção suficiente para satisfazer o consumo no pior caso, o armazenamento deve ser suficiente para um mínimo de 7 kwh diários. 1.8 Consumo e produção na semana de 14-20 janeiro (AC Isolado da Rede) 1.6 1.4 1.2 Potência(kW) 1 0.8 0.6 0.4 0.2 0 quarta quinta sexta sábado domingo segunda terça Tempo (h) Consumo Esperado Energia Excedente Energia Proveniente de Armazenamento Energia Autoconsumida Figura 24 Perfis de consumo (BTN C) e produção (microprodução), com aumento da produção em 37,81%, num sistema isolado da rede, com armazenamento, numa semana típica de inverno. 37

3.5 Consumo e produção na semana de 1-7 julho (AC Isolado da Rede) 3 2.5 Potência(kW) 2 1.5 1 0.5 0 quarta quinta sexta sábado domingo segunda terça Tempo (h) Consumo Esperado Energia Excedente Energia Proveniente de Armazenamento Energia Autoconsumida Figura 25 Perfis de consumo (BTN C) e produção (microprodução), com aumento da produção em 37,81%, num sistema isolado da rede, com armazenamento, numa semana típica de verão. As alternativas para o dimensionamento da central e adaptação dos perfis de consumo e de produção são: aumentar a produção fotovoltaica para garantir energia suficiente para o consumo do dia em que se verifica o pior caso; acumular energia no verão para usar no inverno, caso se utilize um armazenamento de longo prazo; inclusão de um gerador de recurso como, por exemplo, um gerador a diesel; redução de consumos de forma a corresponder à produção diária. 4.2.1.2 Autoconsumo sem injeção na rede Num modelo de autoconsumo cuja instalação de utilização se encontre ligada à rede mas sem injeção de excedentes na rede, deve ter-se em conta o seguinte: - A produção deve ser consumida instantaneamente minimizando os eventuais excedentes; - A central fotovoltaica deve ser dimensionada de forma que os picos de produção correspondam aos mínimos de consumo nos respetivos períodos; Nesta situação a produção anual e a diária durante o verão, são excessivas para os consumos observados. Tendo em conta o tipo dos perfis e os valores de pico, a situação mais restritiva será um pico de produção de 2,34 kw, no verão, correspondente a um consumo de 0,33 kw no dia útil também de verão, o que implica a redução da capacidade instalada de produção em 85,89% 16. A solução para a adaptação dos dois perfis ao caso em estudo poderá passar por: redução da capacidade instalada de produção; considerar armazenamento de eventuais excedentes, por forma a não injetar energia na 16 Situação em que o pico de produção no verão, com 2,3393 kw, equivale ao consumo nesse instante, cerca de 0,3301 kw, ou seja, a produção deveria ser 14,11% da atual. 38

rede; instalar um sistema de controlo para deslastre de produção ou equipamento que limite a injeção de energia na rede. A Figura 26 e a Figura 27 mostram o resultado o ajustamento com redução de potência conforme era pretendido na restrição do pico de consumo no dia útil de verão, sendo maximizada o autoconsumo da energia produzida. Esta hipótese apenas poderá ser considerada após confirmada a viabilidade através da avaliação económica. 0.7 Consumo e produção na semana de 14-20 janeiro (AC s/injeção na Rede) 0.6 0.5 Potência(kW) 0.4 0.3 0.2 0.1 0 quarta quinta sexta sábado domingo segunda terça Tempo (h) Energia Importada da Rede Energia Excedente Energia Autoconsumida Figura 26 Perfis de consumo (BTN C) e produção (microprodução), com redução da produção em 85,89%, num sistema sem injeção na rede, numa semana típica de inverno. 0.45 Consumo e produção na semana de 1-7 julho (AC s/injeção na Rede) 0.4 0.35 0.3 Potência(kW) 0.25 0.2 0.15 0.1 0.05 0 quarta quinta sexta sábado domingo segunda terça Tempo (h) Energia Importada da Rede Energia Excedente Energia Autoconsumida Figura 27 Perfis de consumo (BTN C) e produção (microprodução), com redução da produção em 85,89%, num sistema sem injeção na rede, numa semana típica de verão 39

4.2.2 Autoconsumo com Injeção na Rede Considera-se nestes modelos uma instalação do tipo BTN C associada a uma produção do tipo microprodução e também uma instalação do tipo BTE, com consumos associados ao setor comercial/industrial, associada a uma produção do tipo miniprodução (até 250 kw), tendo em consideração o seguinte: - Não existe armazenamento de energia, sendo o excedente totalmente entregue à rede; - A produção anual deve ser equivalente às necessidades de consumo; - O dimensionamento deve ser mais cuidado no que respeita ao valor do excedente de energia que é injetado na rede, dado o baixo valor em comparação com o valor da energia autoconsumida (Decreto-Lei 153/2014). 4.2.2.1 Perfil BTN C e microprodução No caso da BTN C, podem usar-se os perfis da Figura 23, com a diferença de que não é considerada a energia proveniente de armazenamento, contudo, os restantes perfis de produção, consumo e autoconsumo são os mesmos. Com base nos balanços anuais de energia verifica-se que a energia autoconsumida representa 47% do consumo, enquanto a energia excedente entregue à rede representa cerca de 75% da produção. Verifica-se, assim, que quase três quartos da produção é injetada na rede e, apesar da produção anual ser mais que suficiente para suprir as necessidades de consumo, a produção deveria ser redimensionada. Numa primeira aproximação pode-se agir na produção, havendo duas opções: reduzir a produção em 41,21% 17, para que o pico de produção do dia com menos produção seja igual ao pico de consumo desse dia, ou em 64,56% 18, para que o pico de produção do dia com menos produção corresponda ao valor de consumo nesse instante. Ao nível do consumo global, de acordo com os resultados apresentados na Tabela 11, verifica-se que a redução de produção em 41,21% fez com que a produção seja na mesma ordem de grandeza do consumo. Ainda na Tabela 11 verifica-se que a redução em 64,56% da produção fez com que, anualmente, a produção seja inferior ao consumo. Tabela 11 Resultados da redução de produção de microprodução, para o perfil BTN C, em AC com injeção. Consumo de Energia Produção de Energia Redução de 41,21% Redução de 64,56% 3 005 3 005 3 344 2 016 17 Situação em que o pico de produção no dia útil de inverno, de potência de 1,1862 kw, equivale ao pico de consumo desse dia, cerca de 0,6974 kw, ou seja, a produção deve ser 58,79% da atual. 18 Situação em que o pico de produção no dia útil de inverno, de potência de 1,1862 kw, equivale ao consumo durante esse pico, cerca de 0,4204 kw, ou seja, a produção deve ser 35,44% da atual. 40

Os perfis correspondentes às hipóteses de redução de 41,21% apresentam-se na Figura 28 e Figura 29, para inverno e verão, respetivamente, enquanto os perfis correspondentes à redução de 64,56% constam da Figura 30 e da Figura 31, verificando-se em ambas as hipóteses que os ajustamentos pretendidos cumpriram o objetivo teórico. No entanto, apesar do ajustamento em dias de inverno, em ambos os casos continuam a existir excedentes consideráveis no verão, o que pode colocar em causa estes ajustamentos. 0.7 Consumo e produção na semana de 14-20 janeiro (AC c/injeção na Rede) 0.6 0.5 Potência(kW) 0.4 0.3 0.2 0.1 0 quarta quinta sexta sábado domingo segunda terça Tempo (h) Energia Importada da Rede Energia Excedente Energia Autoconsumida Figura 28 Perfis de consumo (BTN C) e produção (microprodução), com redução da produção em 41,21%, num sistema com injeção na rede, numa semana típica de inverno. 1.4 Consumo e produção na semana de 1-7 julho (AC c/injeção na Rede) 1.2 1 Potência(kW) 0.8 0.6 0.4 0.2 0 quarta quinta sexta sábado domingo segunda terça Tempo (h) Energia Importada da Rede Energia Excedente Energia Autoconsumida Figura 29 Perfis de consumo (BTN C) e produção (microprodução), com redução da produção em 41,21%, num sistema com injeção na rede, numa semana típica de verão. 41

Quanto à viabilidade dos resultados, dada a natureza do perfil BTN C em que o pico de consumo está desajustado do de produção, a hipótese que mostra a Figura 28 parece não ser a mais adequada para este caso, contudo, será confirmada esta hipótese na avaliação económica. 0.7 Consumo e produção na semana de 14-20 janeiro (AC c/injeção na Rede) 0.6 0.5 Potência(kW) 0.4 0.3 0.2 0.1 0 quarta quinta sexta sábado domingo segunda terça Tempo (h) Energia Importada da Rede Energia Excedente Energia Autoconsumida Figura 30 Perfis de consumo (BTN C) e produção (microprodução), com redução da produção em 64,56%, num sistema com injeção na rede, numa semana típica de inverno. 0.9 Consumo e produção na semana de 1-7 julho (AC c/injeção na Rede) 0.8 0.7 0.6 Potência(kW) 0.5 0.4 0.3 0.2 0.1 0 quarta quinta sexta sábado domingo segunda terça Tempo (h) Energia Importada da Rede Energia Excedente Energia Autoconsumida Figura 31 Perfis de consumo (BTN C) e produção (microprodução), com redução da produção em 64,56%, 4.2.2.2 Perfil BTE e miniprodução num sistema com injeção na rede, numa semana típica de verão. Com base nos balanços anuais para BTE constantes na Tabela 12 verifica-se que os valores para o consumo e produção anuais de energia são 98 860 kwh e 61 383 kwh, respetivamente. Assim, 80% da energia produzida 42

anualmente é autoconsumida mas cerca de 50% da energia consumida pela instalação continua a ser importada da rede, existindo ainda margem para aumentar a produção de energia. Tabela 12 Saldos anuais de energia do Perfil BTE e Miniprodução, dos perfis base. BTE Saldos de Energia Anual Ponta Cheia Vazio Super Vazio Total Consumo de Energia 27 740 42 103 18 474 10 543 98 860 Energia Produzida 22 000 35 754 3 491 138 61 383 Energia Autoconsumida 15 855 29 699 3 347 138 49 038 Energia Excedente 6 144 6 055 145 0 12 345 Energia Importada da Rede Energia Armazenada Consumida E.Importada da Rede - E.Armaz.Consumida Energia ainda Armazenada 11 885 12 404 15 128 10 405 49 821 5 570 3 180 2 479 1 116 12 345 6 315 9 224 12 649 9 289 37 477 0 Relativamente aos dias típicos, a energia produzida diariamente nunca chega a ser suficiente para o consumo, apesar de no verão, ser bastante próxima, em particular durante o fim-de-semana, como mostra a Tabela 13. Tabela 13 Resumo dos resultados dos dias típicos para os perfis BTE e miniprodução Resumo dos resultados dos dias típicos BTE Dia útil inverno Fim-de-semana inverno Dia útil verão Fim-de-semana verão Consumo de Energia 332,89 230,42 296,32 238,26 Energia Produzida 82,80 82,80 233,14 233,14 Energia Autoconsumida 82,80 79,93 186,65 138,98 Energia Excedente 0,00 2,87 46,49 94,16 Energia Importada da Rede 250,09 150,49 109,67 99,28 Energia Armazenada Consumida (ou Net-metering) E.Importada da Rede - E.Armaz.Consumida (ou Net-metering) Energia ainda Armazenada (ou Net-metering) 0,00 2,87 46,49 49,37 250,09 147,62 63,18 49,91 0,00 0,00 0,00 44,79 43

Nos dias típicos de inverno o autoconsumo é acima de 90%, como confirma a Figura 32 a) e c), mas no verão o autoconsumo situa-se em 80% e 60% nos dias úteis e fins-de-semana, respetivamente. a) b) 25 Consumo e produção num dia útil de inverno (AC c/injeção na Rede) 30 Consumo e produção num dia útil de verão (AC c/injeção na Rede) 25 20 20 15 Potência(kW) 10 Potência(kW) 15 10 5 5 0 0.15 1.15 2.15 3.15 4.15 5.15 6.15 7.15 8.15 9.15 10.15 11.15 12.15 13.15 14.15 15.15 16.15 17.15 18.15 19.15 20.15 21.15 22.15 23.15 Tempo (h) 0 0.15 1.15 2.15 3.15 4.15 5.15 6.15 7.15 8.15 9.15 10.15 11.15 12.15 13.15 14.15 15.15 16.15 17.15 18.15 19.15 20.15 21.15 22.15 23.15 Tempo (h) Energia Importada da Rede Energia Importada da Rede Energia Excedente Energia Excedente Energia Autoconsumida Energia Autoconsumida c) d) 14 Consumo e produção num fim-de-semana de inverno (AC c/injeção na Rede) 30 Consumo e produção num fim-de-semana de verão (AC c/injeção na Rede) 12 25 10 20 Potência(kW) 8 6 Potência(kW) 15 10 4 2 5 0 0.15 1.15 2.15 3.15 4.15 5.15 6.15 7.15 8.15 9.15 10.15 11.15 12.15 13.15 14.15 15.15 16.15 17.15 18.15 19.15 20.15 21.15 22.15 23.15 Tempo (h) 0 0.15 1.15 2.15 3.15 4.15 5.15 6.15 7.15 8.15 9.15 10.15 11.15 12.15 13.15 14.15 15.15 16.15 17.15 18.15 19.15 20.15 21.15 22.15 23.15 Tempo (h) Energia Importada da Rede Energia Importada da Rede Energia Excedente Energia Excedente Energia Autoconsumida Energia Autoconsumida Figura 32 Perfis de consumo e de produção para BTE e Miniprodução, num sistema com injeção de excedentes, com identificação da energia consumida da rede (amarelo), excedente (verde) e autoconsumida (laranja): a) Dia útil de inverno; b) Dia útil de verão; c) Fim-de-semana de inverno; d) Fim-de-semana de verão Mais uma vez, a primeira aproximação seria agir na produção, havendo duas opções: aumentar a produção em 65,86% 19, para que o pico de produção do dia com menos produção seja igual ao pico de consumo desse dia, ou em 55,52% 20, para que o pico de produção do dia com menos produção corresponda ao valor de consumo nesse instante. Ao nível do consumo global, de acordo com os resultados apresentados na Tabela 14 verifica-se que tanto aumento de produção em 65,86% como o aumento em 55,52%, fez com que a produção anual se aproximasse do consumo nas duas situações. 19 Situação em que o pico de produção no dia útil de inverno, de potência de 12,7999 kw, equivale ao pico de consumo desse dia, cerca de 21,2302 kw, ou seja, a produção deve ser 165,86% da atual. 20 Situação em que o pico de produção no dia útil de inverno, de potência de 12,7999 kw, equivale ao consumo durante esse pico, cerca de 19,9068 kw, ou seja, a produção deve ser 155,52% da atual. 44

Tabela 14 Resultados do aumento de produção de miniprodução, para o perfil BTE, em AC com injeção. Consumo de Energia Energia Produzida Aumento em 65,86% Aumento em 55,52% 98 860 98 860 101 809 95 462 Os perfis correspondentes às hipóteses de aumento de 65,86% apresentam-se na Figura 33 e na Figura 34, para inverno e verão, respetivamente enquanto que os perfis referentes ao aumento de 55,52%% constam da Figura 35 e da Figura 36, verificando-se que nas duas situações o aumento de produção pretendido mostra adaptação ao perfil de inverno. Contudo, em ambas as hipóteses existem excedentes consideráveis de energia no verão o que pode colocar em causa estes ajustamentos. 25 Consumo e produção na semana de 14-20 janeiro (AC c/injeção na Rede) 20 15 Potência(kW) 10 5 0 quarta quinta sexta sábado domingo segunda terça Tempo (h) Energia Importada da Rede Energia Excedente Energia Autoconsumida Figura 33 Perfis de consumo (BTE) e produção (miniprodução), com aumento da produção em 65,86%, num sistema com injeção na rede, numa semana típica de inverno. 45

45 Consumo e produção na semana de 1-7 julho (AC c/injeção na Rede) 40 35 30 Potência(kW) 25 20 15 10 5 0 quarta quinta sexta sábado domingo segunda terça Tempo (h) Energia Importada da Rede Energia Excedente Energia Autoconsumida Figura 34 Perfis de consumo (BTE) e produção (miniprodução), com aumento da produção em 65,86%, num sistema com injeção na rede, numa semana típica de verão. 25 Consumo e produção na semana de 14-20 janeiro (AC c/injeção na Rede) 20 15 Potência(kW) 10 5 0 quarta quinta sexta sábado domingo segunda terça Tempo (h) Energia Importada da Rede Energia Excedente Energia Autoconsumida Figura 35 Perfis de consumo (BTE) e produção (miniprodução), com aumento da produção em 55,52%, num sistema com injeção na rede, numa semana típica de inverno. 46

40 Consumo e produção na semana de 1-7 julho (AC c/injeção na Rede) 35 30 25 Potência(kW) 20 15 10 5 0 quarta quinta sexta sábado domingo segunda terça Tempo (h) Energia Importada da Rede Energia Excedente Energia Autoconsumida Figura 36 Perfis de consumo (BTE) e produção (miniprodução), com aumento da produção em 55,52%, num 4.2.3 Net-Metering sistema com injeção na rede, numa semana típica de verão. Considera-se nestes modelos uma instalação do tipo BTN C associada a uma produção do tipo microprodução e também uma instalação do tipo BTE associada a uma miniprodução, nos seguintes pressupostos: - A energia excedente é contabilizada em saldo e será valorizada totalmente em alturas de consumo superior à produção; - O dimensionamento da instalação de produção deve ter em conta como fator principal a produção anual de energia aproximada do consumo anual. 4.2.3.1 Perfil BTN C e microprodução No caso da BTN C, recorrendo novamente os perfis da Figura 23 e à Tabela 9 e à Tabela 10, considerando que a energia proveniente de armazenamento é saldo de net-metering utilizado. Nesta situação, uma vez que a produção anual representa 189% do consumo, verifica-se um sobredimensionamento da produção. É necessário fazer o ajustamento tendo em conta que o consumo representa 52,83% da produção e é reduzida a produção para corresponder a esse valor. Apresentam-se na Tabela 15 os balanços de energia calculados com esta hipótese, onde se confirma a adequação da produção e o consumo anuais. Verifica-se também na Tabela 15 que no balanço anual existe energia importada da rede que é equivalente à energia em saldo de net-metering que não foi utilizado. Isto acontece porque no inverno a produção não é suficiente para os consumo e ainda não existem saldos para utilizar. 47

Tabela 15 Resultados dos balanços de energia para BTN C, com redução de produção em 47,17%, para Net- Metering BTN C Saldos de Energia Anual Ponta Cheia Vazio Super Vazio Total Consumo de Energia 864 1 143 676 322 3 005 Energia Produzida 1 077 1 750 171 7 3 005 Energia Autoconsumida 409 818 114 7 1 347 Energia Excedente 668 933 57 0 1 658 Energia Importada da Rede 455 326 562 315 1 658 Saldo Net-Metering 408 286 429 250 1 373 E.Importada da Rede Saldo Net-Metering 47 40 133 65 285 Energia ainda em saldo 285 A implementação desta solução dependerá apenas do investimento inicial e do tempo de retorno do investimento. 4.2.3.2 Perfil BTE e miniprodução Conforme visto anteriormente para o caso base, a energia produzida anualmente no caso apenas satisfaz 62% do consumo, encontrando-se a produção subdimensionada. A solução seria um aumento de 61,05% da produção, por forma a garantir que a produção é equivalente ao consumo anual. Estes resultados serão confirmados na avaliação económica. Apresentam-se na Tabela 16 os balanços de energia calculados com esta hipótese, onde se confirma a adequação da produção e o consumo anuais. Conforme identificado no net-metering para BTN C, também aqui existe um valor de energia importada da rede que é equivalente à energia em saldo de net-metering que não foi utilizado, também devido à baixa produção no inverno. 48

Tabela 16 Resultados dos balanços de energia para BTE, com aumento de produção em 61,05%, para Net- Metering BTE Saldos de Energia Anual Ponta Cheia Vazio Super Vazio Total Consumo de Energia 27 740 42 103 18 474 10 543 98 860 Energia Produzida 35 430 57 582 5 623 222 98 857 Energia Autoconsumida 17 021 33 425 4 314 222 54 982 Energia Excedente 18 409 24 157 1 309 0 43 875 Energia Importada da Rede Energia Armazenada Consumida E.Importada da Rede - E.Armaz.Consumida Energia ainda Armazenada 10 719 8 677 14 160 10 321 43 877 9 712 6 983 11 500 8 747 36 942 1 006 1 695 2 660 1 574 6 935 6 933 4.3 Custos e Proveitos Para cada uma das situações de modelos de produção identificadas, é necessário avaliar a unidade de produção e os custos que lhe estão associados, em especial relativamente a duas unidades de produção, em média, de 4 kw e de 46 kw, respetivamente para a produção associada à BTN C e BTE. No dimensionamento de uma instalação fotovoltaica, a potência de pico a instalar deve ser ligeiramente superior à potência nominal da instalação de produção por motivos de perdas de produção até à entrega da energia e também devido à perda de rendimento dos painéis. Em geral, considera-se a potência instalada de painéis deve ser cerca de 10% superior à potência nominal da central para efeito de compensação de eventuais perdas. Relativamente aos custos de investimento em unidade de produção distribuída, a literatura disponível nesta matéria reporta que a gama de valores de investimento por potência instalada é da ordem de 1 200 /kwp para potências de 50 kw (Renováveis Magazine, 2015) e 1 500 /kwp para pequenas produções na ordem de 5 kwp (Lusosol, 2015). Para os custos de operação e manutenção utilizou-se o valor de 1,2% do valor total do investimento. Na produção foi também contabilizada a depreciação com um fator de 0,75% de redução anual ao valor de energia previsto inicialmente. Nesta análise não são contabilizados custos com armazenamento, mas será possível perceber através da margem de lucro se é economicamente viável o uso destes equipamentos. 49

4.3.1 Valor da energia Relativamente aos custos evitados na compra de eletricidade devido a autoconsumo e, também, para valorizar a eletricidade produzida num sistema utilizado, consideram-se as tarifas transitórias de venda a clientes finais em BTE e BTN (<=20,7 kva e >2,3 kva) publicadas pela ERSE, para o termo de energia e de potência, acrescidas do valor do IVA (23%). Para o autoconsumo, é também considerada a tarifa relativa à potência contratada. A potência contratada para a instalação considerada, em BTE e BTN C, deveria ser igual ou superior ao valor dos picos de consumo, cerca de 21 kw e 0,7 kw, respetivamente. Contudo, uma vez que estas potências são médias representativas de todos os consumos deste tipo, é necessário que a instalação cumpra os requisitos para acesso ao regime de autoconsumo, nomeadamente, a potência de ligação da produção não pode ser superior a 100% da potência contratada (Decreto-Lei 153/2014), sendo no caso da BTE estabelecida a potência de 46 kw (a mesma da instalação de produção) e no caso da BTN C a potência de 4,6 kva (imediatamente acima da potência nominal da instalação de produção padrão com o valor de 4 kw). Para os excedentes entregues à rede no autoconsumo e para valorização do excedente anual do net-metering, o valor é 90% do preço médio do mercado para o pólo português, que no ano de 2015 (de janeiro a agosto) é de 49,9 /MWh (REN Mercados, 2015). Este valor subiu face ao preço médio de 2014 que ficou em 41,9 /MWh. Adicionalmente, importa referir que, nos casos em que é injetada energia na rede poderia haver obrigação de pagamento de uma tarifa de acesso às redes, reduzindo ainda mais o valor da energia excedente, contudo, dentro da legislação atual não se considera o pagamento desta tarifa 21. 4.4 Resultados Na avaliação económica, o cálculo do VAL e da TIR para cada hipótese de estudo são efetuados para uma taxa de atualização de 4%, para valores da TIR a 15 anos e do VAL a 15 anos e 20 anos, com recurso ao Excel, sendo as respetivas folhas de cálculo apresentadas em anexo. A avaliação económica é efetuada para cada um dos modelos e casos de estudo que se encontram sistematizados na Tabela 17. A percentagem de produção é relativa aos casos base, ou seja, uma miniprodução de 46 kw ou uma microprodução de 4 kw de potência nominal, respetivamente. 21 No caso da produção em regime especial, o CUR é responsável pela aquisição da eletricidade produzida (conforme artigo 49.º, do DL 29/2006, na redação dada pelo DL 215-A/2012) 50

Tabela 17 Tabela com o resumo de modelos e hipóteses em estudo Casos de Estudo Hipóteses Consumo Tipo Produção Produção AC Isolado AC s/injeção H1 BTN C Microprodução 100,00% H2 BTN C Microprodução 137,81% H3 BTN C Microprodução 100,00% H4 BTN C Microprodução 14,11% H5 BTN C Microprodução 100,00% H6 BTN C Microprodução 58,79% AC C/Injeção H7 BTN C Microprodução 35,44% H8 BTE Miniprodução 100,00% H9 BTE Miniprodução 165,86% H10 BTE Miniprodução 155,52% H11 BTN C Microprodução 100,00% Net-Metering H12 BTN C Microprodução 52,83% H13 BTE Miniprodução 100,00% H14 BTE Miniprodução 161,05% Dadas as restrições imposta pela legislação atual (Decreto-Lei 153/2014) em que a potência de ligação não pode ser superior à potência contratada, as hipóteses H9, H10 e H14 (identificadas a cinzento) não podem ser consideradas. Das restantes hipóteses apenas a H2 mostra uma potência instalada superior ao caso base, contudo, dado que se trata de um sistema isolado da rede, não existe a restrição da potência contratada (Decreto-Lei 153/2014). 4.4.1 Autoconsumo Isolado Na Tabela 18 são apresentados os resultados para o autoconsumo isolado onde se verifica que com os perfis BTN C e microprodução não é viável um retorno do investimento dentro dos 20 anos previsto, para além de que, como referido anteriormente, este caso não satisfaz as necessidades de consumo diárias e uma vez que a instalação não está ligada à rede a central não é eficaz. Os perfis de consumo e da produção não estão adaptados nesta situação, sendo as hipóteses a explorar: a redução de consumo diário de cerca de 7 kwh no inverno e 3 kwh no verão; armazenamento de longo prazo para aproveitar o excesso de produção no verão. Também a situação de compensação do consumo de inverno, Hipótese 2, com o aumento de produção em 37,81%, não é viável até aos 20 anos. Apesar do aumento de produção que levaria à valorização de mais energia, aumentou também o custo da instalação. 51

Tabela 18 Resultados da avaliação económica para AC isolado da rede. Autoconsumo Isolado Caso de Estudo BTN C (H1) BTN C (H2) Potência Instalada (kwp) 4,40 6,06 TIR a 15 anos (%) 0,48% -3,71% VAL a 15 anos ( ) -1 766,54-4 878,24 VAL a 20 anos ( ) -531,91-3 681,14 Período de Retorno (Anos) #N/A #N/A Conforme analisado anteriormente, as necessidades de armazenamento seriam cerca de 7 kwh, pelo que, o valor de retorno dos investimentos nos 15 anos teria de ser suficiente também para instalação e manutenção do armazenamento necessário, garantindo a capacidade, potência instantânea, durabilidade e custo adequado 22. Com base nos dados da avaliação económica pode-se concluir que, para uma instalação isolada da rede com o perfil de consumo estudado, não se encontrou uma solução ideal para ajustamento dos perfis de produção aos de consumo. Dado que o dimensionamento depende de a produção diária de energia ser suficiente para colmatar o consumo diário e que economicamente não é viável essa opção. Por forma garantir produção suficiente para este autoconsumo, a hipótese com os perfis base poderia ser considerada mas com grandes restrições ao nível do consumo na ordem dos 70% nos dias de inverno e 40% no verão. 4.4.2 Autoconsumo sem injeção na rede No caso de uma instalação de utilização ligada à rede mas sem injetar excedentes de produção na rede, os resultados da Tabela 19 mostram que a adaptação dos perfis conforme a Hipótese 4, ou seja, com redução de cerca de 85% da produção permite um período de retorno de 5 anos. No caso da Hipótese 3, a situação base, os perfis não são adequados ao modelo devido ao excesso de produção que não é contabilizada nem é utilizada na instalação, sendo os custos do investimento elevados relativamente à energia que é rentabilizada. 22 Existem soluções de armazenamento com baterias destinadas a este tipo de aplicações, em que o custo de um modelo para 7 kwh é na ordem dos 2 700,00 (Tesla Motors, 2015). 52

Tabela 19 Resultados da Avaliação Económica para AC sem injeção de excedentes. Autoconsumo s/injeção Caso de Estudo BTN C (H3) BTNC (H4) Potência Instalada (kwp) 4,40 0,62 TIR a 15 anos (%) -6,31% 20,69% VAL a 15 anos ( ) -4 455,40 1 559,33 VAL a 20 anos ( ) -3 768,09 2 117,38 Período de Retorno (Anos) #N/A 5,0 Confirma-se assim que a hipótese testada, que garantia que no dia típico com maiores excedentes o pico de produção não ultrapassava o consumo nesse instante. No entanto esta solução significa uma redução do consumo da rede de apenas cerca de 26%, podendo ser estudadas outras soluções que contemplem armazenamento de excedentes de energia. 4.4.3 Autoconsumo com injeção na rede Relativamente ao autoconsumo com a injeção de excedentes, a Tabela 20 apresenta os resultados da avaliação económica para os perfis BTN C e BTE. Verifica-se que para a BTN C, que a Hipótese 5, que representa o caso base, não aparenta ser viável. O facto dos picos de consumo do perfil BTN C não coincidirem com o pico de produção fotovoltaica faz com que grande parte da energia seja remunerada a preço de mercado. A Hipótese 6 também não permite retorno do investimento durante os 20 anos considerados. Já a Hipótese 7 é viável, sendo a mais vantajosa e a única que permite o retorno do investimento, mesmo em 14 anos. Verifica-se assim que o dimensionamento com base no dia útil típico de inverno, sendo o dia com menos produção, é adequado ao dimensionamento da central, desde que seja verificado que o pico de produção do dia equivale ao consumo nesse mesmo instante. No caso da BTE, os perfis estudados para o caso base, mostram ser viáveis economicamente no prazo de 11 anos. Apesar das hipóteses de ajustamento não serem viáveis, confirma-se assim que neste modelo a minimização de excedentes de energia é o fator mais importante para o dimensionamento. Enquanto no inverno os perfis mostraram uma boa adaptação e percentagem de autoconsumo, no verão o excedente aumentou em proporção da produção, o que leva a piores resultados. 53

Tabela 20 Resultados da Avaliação Económica para o AC com injeção de excedentes Autoconsumo c/injeção Caso de Estudo BTN C (H5) BTN C (H6) BTN C (H7) BTE (H8) Potência Instalada (kwp) 4,40 2,59 1,56 50,60 TIR a 15 anos (%) -2,47% 0,84% 4,87% 8,15% VAL a 15 anos ( ) -3.046,53-936,23 167,32 21 758,95 VAL a 20 anos ( ) -2.090,74-200,32 759,89 40 686,29 Período de Retorno (Anos) #N/A #N/A 13,4 10,3 Pode-se concluir que no autoconsumo com injeção de excedentes na rede, as hipóteses que conduziram à viabilidade económica mais favorável foram as que consideraram a produção mais baixa, pelo que o dimensionamento deve encontrar um equilíbrio para os excedentes de energia de verão. 4.4.4 Net-Metering Para a BTN C observa-se na Tabela 21 que o caso base obteve retorno em pouco mais de 19 anos, contudo, na Hipótese 12, com a produção equivalente ao consumo, o período de retorno do investimento reduziu para menos de 11 anos. Uma vez que toda a energia consumida em net-metering é valorizada ao preço final de consumo, faz sentido que esta seja a situação de maximização de retorno do investimento mas, a baixa produção no inverno não permite que a energia excedente seja totalmente consumida, assim, parte dos excedentes que se verificam durante o verão ficam por usar sendo saldados no final do ano a preço de mercado. No caso da BTE a Hipótese 13, com os perfis base, aparenta ser adequada ao ajustamento entre os perfis, visto que toda a energia é autoconsumida ou utilizada em net-metering não havendo excedentes no final do ano, conforme a Tabela 21. 54

Tabela 21 Resultado da Avaliação Económica para o Net-Metering Net-Metering Caso de Estudo BTN C (H11) BTN C (H12) BTE (H13) Potência Instalada (kwp) 4,40 2,32 50,60 TIR a 15 anos (%) 1,66% 7,62% 10,83% VAL a 15 anos ( ) -1 195,54 1 081,56 37 136,65 VAL a 20 anos ( ) 137,02 2 134,26 59 166,71 Período de Retorno (Anos) 19,2 10,5 8,4 Verifica-se assim que no setor residencial, o ajustamento testado melhorou o investimento face ao caso base e reduziu em cerca 20% a importação de energia da rede. No setor comercial/industrial, o dimensionamento terá de entrar em conta com o limite regulamentar à potência de geração, que tem de ser menor ou igual à potência contratada. 55

Capítulo 5. Conclusão e sugestão de trabalho futuro A análise efetuada aos esquemas de incentivos às FER baseados em modelos de produtor-consumidor, para autoconsumo isolado, autoconsumo com ou sem injeção na rede e net-metering, permitiu perceber melhor as vantagens e desvantagens que cada um tem, quer para os produtores, quer para o sistema elétrico. Foi possível perceber que estes modelos são algo sensíveis a alterações que levem a custos adicionais, pelo que, quaisquer barreiras ao nível de regulamentação ou de implementação que venham a ser criadas podem impedir a concretização de um projeto deste tipo. De forma a perceber a adaptação dos perfis de produção e de consumo publicados pela ERSE, calcularam-se os perfis finais com base no consumo médio de um consumidor de cada classe, ou opção tarifária, e na produção média de um microprodutor e miniprodutor. Nesses perfis, identificaram-se dias típicos representativos dos consumos e produção, de inverno, verão, dias úteis e fim-de-semana, e os períodos em que são realizados os maiores consumos e pico de produção, do setor comercial, ou de pequena indústria, e do setor residencial. No setor residencial, verifica-se que o perfil de produção fotovoltaica não está ajustado com o consumo. Isto deve-se ao facto de grande parte do consumo estar localizado mais perto do final do dia, enquanto a produção se situa nas horas de cheia do período da hora do almoço. No setor comercial, os picos de consumo correspondem, em geral, aos picos da produção, contudo, os consumos nas horas de fraca produção são ainda consideráveis. A análise com base nos perfis e resultados dos dias típicos mostra que os dias escolhidos são adequados para servir de base de trabalho para o dimensionamento de autoconsumo isolado e ligado à rede, com ou sem injeção de excedentes, sem prejuízo de se poder entrar com dados do consumo anual para melhorar o ajustamento da produção ao consumo. Nos casos de ajustamento do consumo e da produção anuais para o net-metering, são usados os resultados da análise anual dos perfis e a adaptação dos perfis de produção e de consumo. Foram estudados os casos base dos perfis e hipóteses de ajustamento da produção e do consumo. No geral, os ajustamentos necessários aos perfis para que os modelos sejam viáveis implicam a redução da produção. Quanto menor for a produção renovável, maior é a percentagem de autoconsumo relativamente à produção, contudo, sendo um dos objetivos aumentar o autoconsumo reduzindo o consumo da rede, foi necessário procurar um dimensionamento ideal da produção. Verificou-se que, mesmo nas situações estudadas, supostamente mais adaptadas a cada caso, os excedentes de energia têm um papel determinante na viabilidade do investimento. Após identificação das hipóteses de ajustamento da produção ao consumo, foi realizada uma análise de viabilidade económica para validar os resultados que permitem os melhores ajustamentos. Para o autoconsumo isolado da rede não se encontrou uma solução ideal para ajustamento dos perfis de produção aos de consumo, uma vez que o dimensionamento depende de a produção diária de energia ser suficiente para colmatar o consumo diário. Neste caso, é também necessária a existência de armazenamento na ordem de 7 kwh por dia para garantir que essa energia fica disponível para consumo. Verifica-se que os perfis 56

base estudados poderiam ser aplicados num sistema isolado mas com grandes restrições ao nível do consumo, nomeadamente a redução na ordem dos 70% nos dias de inverno e 40% no verão. A hipótese de dimensionamento com base no dia de menor produção e maior consumo, também não se traduz num investimento com retorno num período de 20 anos. Com base nos resultados da análise económica verificou-se que, no caso de uma instalação de utilização ligada à rede em que a produção não injeta excedentes na rede, o dimensionamento ideal visava garantir que no dia típico com maiores excedentes, o pico de produção não ultrapassava o consumo nesse instante. Esta hipótese foi adequada a esta situação e conclui-se que o retorno do investimento ocorre em 5 anos, contudo, esta situação significa uma redução do consumo da rede de apenas cerca de 26%. No autoconsumo com injeção de excedentes na rede, as hipóteses que conduziram à viabilidade económica mais favorável foram as que consideraram a produção mais baixa. Para o setor residencial, a situação base dos perfis de consumo e de produção não viabilizou a rentabilidade do modelo e apenas uma das hipóteses originou um dimensionamento economicamente viável, em menos de 14 anos, que teve por base a adaptação do pico de produção, do dia com menos produção, ao valor de consumo nesse instante. Já no setor comercial/industrial, as hipóteses de dimensionamento estudadas não cumpriam com a regulamentação aplicável na medida em que a potência de ligação da geração era superior à potência contratada, contudo, o caso dos perfis base mostrou uma boa adaptação e percentagem de autoconsumo obtendo o retorno do investimento em 11 anos. Assim, o dimensionamento nestes casos deve também entrar com otimização dos excedentes durante o verão. Para o net-metering, nos pressupostos assumidos, considerou-se o caso ideal em que a produção anual seria equivalente ao consumo. Verifica-se que, no setor residencial, o ajustamento testado resultou na redução em quase 9 anos do tempo de retorno do investimento em relação ao caso base, que previa um retorno do investimento em cerca de 19 anos. No setor comercial/industrial, o ajustamento estudado não viabilizou a instalação tendo em atenção a restrição regulamentar que limita a potência de ligação da geração à potência contratada, contudo, o caso base viabilizou o investimento com um retorno em menos de 9 anos. Constatou-se também neste modelo que, mesmo com a produção anual de energia equivalente ao consumo, no final do ano existe sempre um remanescente de energia que é importada da rede e outra quantidade equivalente de energia que permanece em saldo, esta situação ocorre devido à fraca produção fotovoltaica durante o inverno que não gera excedentes suficientes para colmatar os consumos diários. As hipóteses estudadas tiveram por base o que se considerou serem as situações mais restritivas ao autoconsumo direto, nomeadamente, redução de picos de produção em períodos de menor consumo, energia produzida anualmente equivalente ao consumo e energia produzida diariamente permitir satisfazer os consumos diários, contudo, a análise económica não confirma algumas destas hipóteses. Esta primeira abordagem não teve o sucesso pretendido em certos casos, devendo-se otimizar a produção nos dias de verão, analisar as situações de limite de potência de ligação, contemplar situações com armazenamento no caso do autoconsumo com injeção de excedentes na rede e estudar possíveis ajustamentos nos picos de consumo. As hipóteses de dimensionamento testadas com base nos dias típicos podem ser um ponto de partida, contudo, o ideal seria 57

efetuar nova análise tendo em conta as restrições entretanto identificadas e efetuar mais iterações para ajustamento da potência de produção, seguidas de análise financeira, para afinar os valores ideais de produção para este tipo de consumos. Assim, para além da utilização de baixas potências de painéis fotovoltaicos, apenas foi possível concluir quanto ao dimensionamento ótimo da produção sem injeção na rede, sem armazenamento, podendo os restantes casos de estudo ainda ser ajustados. Quanto à adaptação dos modelos de autoconsumo, verifica-se que no net-metering a redução de energia proveniente da rede é na ordem dos 90% nos casos ajustados, enquanto no autoconsumo com injeção a redução é na ordem de 50% e sem injeção 26%. Conclui-se assim que, os modelos existentes, de acordo com os perfis estudados não permitem evitar grande parte dos consumos da rede, contudo, já permitem fazer face aos custos com fatura energética de pequenos consumidores ou da pequena indústria, se o objetivo não for um retorno do investimento a curto prazo. A implementação legal do net-metering seria aconselhável, uma vez que permite valorizar ao máximo o excedente de energia produzida. Seria um caminho para a incentivar a proliferação de produção de energia com base em FER e mitigaria os problemas provenientes da intermitência da produção, minimizando os custos com implementação. Para trabalho futuro, considera-se que o desenvolvimento adicional deste estudo com identificação de restrições adicionais ao dimensionamento de FER, tendo em atenção a constante evolução da tecnologia existente e redução de custos de implementação, em especial no armazenamento de energia, e com um programa que relacione a análise financeira com a produção, poderia trazer resultados mais concretos sobre a viabilidade dos modelos de autoconsumo. 58

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Anexos Anexo I. Regulamentação de produção distribuída em Portugal Produtor-Consumidor (Decreto-Lei n.º 68/2002) Neste regime, era possível instalar fontes de energia renováveis de produção de energia elétrica em BT junto aos locais de consumo, destinada principalmente ao consumo próprio mas com a possibilidade de entregar os excedentes à rede pública ou a terceiros. O produtor-consumidor deveria consumir pelo menos 50% da energia elétrica produzida e entregar à rede pública uma potência até 150 kw. A remuneração da produção vigora durante 120 meses e é calculada, através da Eq. 6, a partir de um prémio adicionado valor da energia do tarifário em vigor, para a venda a clientes finais em baixa tensão especial (BTE), em ciclo diário ou semanal, sem consideração do termo tarifário fixo nem do termo da potência contratada, expresso em. Onde: VRD m = VRD(BTE) m + Ct EEC m IPC dez IPC ref Eq. 6 VRDm é a remuneração aplicável a centrais renováveis, no mês m; IPCdez é o índice de preços no consumidor, sem habitação, no continente, referente ao mês de dezembro do ano anterior ao do mês m; IPCref é o índice de preços no consumidor, sem habitação, no continente, referente ao mês anterior ao da publicação do despacho que estabeleceu o valor de Ct (ou seja, 2002); Ct é o coeficiente correspondente à tecnologia utilizada pela produção, em /kwh o o o o o o Motores ciclo Otto 0,01 /kwh Micro turbinas a gás 0,015 /kwh Motores ciclo Stirling 0,02 /kwh Pilhas de combustível 0,02 /kwh Painéis solares fotovoltaicos 0,02 /kwh Outros equipamentos autónomos 0,015 /kwh EECm é a energia fornecida à rede pela instalação de produção no mês m, em kwh No caso de um sistema fotovoltaico de 100 kw, o valor aproximado (Viana, 2010) da tarifa é 0,24 /kwh. 65

Em estudos anteriores verificou-se que este tipo de regime não é economicamente viável para aplicação e sistemas solares fotovoltaicos dado que não permite o retorno do investimento, contudo, no caso da co-geração com uma turbina a gás natural, já torna viável o investimento tendo também em conta a procura/oferta de energia térmica. Com a redução de custos atualmente verificados dos sistemas fotovoltaicos este regime poderia ter algum sucesso, estando novamente os incentivos existentes a voltarem-se para o autoconsumo. Contudo, o regime não estava adaptado à evolução e custo dos sistemas na altura em que foi publicado, tendo resultado um pequeno número de instalações licenciadas. Microprodução O regime jurídico da microprodução prevê um procedimento simplificado de licenciamento de unidades de produção distribuída a partir de FER até 5,75 kw, a serem instalados em locais com instalações de utilização ligados em BT. O registo e licenciamento é efetuado o registo online através do Sistema de Registos de Microprodução (SRM) no Portal Renováveis na Hora (http://www.renovaveisnahora.pt). A microprodução define dois regimes, o Geral e o Bonificado. O Regime Geral é aplicável a qualquer tipo de microprodução limitada a 5,75 kw (25 A) e no regime bonificado 23 até 3,68 kw (16 A). Em ambas as situações só é possível aceder ao regime desde exista um contrato ativo de fornecimento de energia e que a potência de ligação solicitada seja igual ou inferior a 50% da potência contratada pela instalação de utilização. O acesso ao regime bonificado depende de prévia atribuição de potência dentro de quotas e prazos pré definidos, sendo divulgada anualmente a programação de alocação de potência e as respetivas quotas. A tarifa de remuneração do regime geral não tem limite de período de remuneração garantida nem de máximo de energia anual a injetar na rede. Até 2013 o valor da tarifa era igual ao custo da energia do tarifário aplicável pelo comercializador de último recurso do fornecimento à instalação de consumo, contudo, com a entrada em vigor do Decreto-Lei 25/2013, a remuneração é dada acordo com a Eq. 7: Onde: Rem m = W m P ref IPC n 1 IPC ref Eq. 7 Pref é o valor da parcela de energia da tarifa simples entre 2,30 e 20,7 kva aplicada no ano de 2012 pelo comercializador de último recurso ao fornecimento da instalação de consumo, com o valor de 0,1393 /kwh; IPCref: o índice de preços no consumidor, sem habitação, no continente, referente ao mês de dezembro de 2011, publicado pelo Instituto Nacional de Estatística, I.P; 23 O acesso ao regime bonificado depende da instalação de pelo menos 2 m 2 de coletores solares térmicos 66

Tarifa ( /kwh) IPCn-1: o índice de preços no consumidor, sem habitação, no continente, referente ao mês de dezembro do ano n-1, publicado pelo Instituto Nacional de Estatística, I.P. Os valores de tarifa resultantes da aplicação da fórmula do regime geral são os indicados na Tabela 22. Tabela 22 Tarifa de microprodução em regime geral (Decreto-Lei 25/2013). Ano Remm ( ) Wm Pref ( /kwh) IPCn-1/IPCref IPCref IPCn-1 2013 0,1418 1 0,1393 1,018 98,514 100,306 2014 0,1421 1 0,1393 1,020 98,514 100,461 2015 0,1413 1 0,1393 1,014 98,514 99,965 No regime bonificado a energia é remunerada durante um período de 15 anos, até ao limite de 2,4 MWh/ano por cada kw instalado, no caso da eólica e da fotovoltaica, e até 4 MWh/ano por cada kw instalado, com uma tarifa bonificada ajustada a cada tipo de fonte: Solar 100%; Eólica 80%; Hídrica 40%; Cogeração a Biomassa 70%; Cogeração não renovável 40%; Pilhas de combustível com base em hidrogénio proveniente de miniprodução renovável percentagem prevista nas alíneas anteriores aplicável ao tipo de energia renovável utilizado para a produção do hidrogénio. Até à entrada em vigor do DL 118-A/2010, a remuneração era fixa durante 5 anos sendo reduzida todos os anos para o valor da tarifa aplicável a novos produtores em cada ano, até ao fim dos 15 anos do período de garantia. Quando este regime foi estabelecido, a tarifa de referência tinha o valor de 0,650 /kwh e reduzia 5% por cada 10 MW de potência de ligação atribuída. Assim, considerando um microprodutor com essa tarifa, a evolução anual seria a da Figura 37. 0,7000 0,6000 0,5000 0,4000 0,3000 0,2000 0,1000 0,0000 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 Regime Bonificado 0,65 0,65 0,65 0,65 0,65 0,65 0,40 0,35 0,28 0,23 0,18 0,12 0,08 0,05 0,03 Regime Geral 0,14 0,14 0,14 0,14 0,14 0,14 0,14 0,14 0,14 0,14 0,14 0,14 0,14 0,14 0,14 Ano do período de remuneração garantida (0-15) Figura 37 Evolução da tarifa de microprodução (DL 363/2007). 67

Caso se mantivessem os pressupostos iniciais, considerando a tarifa do regime geral como o valor da energia da tarifa simples entre 2,30 e 20,7 kva regulada em vigor em 2012, ao fim do 11.º ano de funcionamento da microprodução, o regime bonificado deixará de fazer sentido. Em 2010, o novo regime jurídico, entre outras coisas, veio definir uma tarifa dividida em dois períodos, um de 8 anos e outro para os 7 anos seguintes (no total de 15), cada um com valores diferentes, havendo inclusive, em 2012 uma separação das tarifas aplicáveis ao solar e às outras fontes, dada a evolução rápida da tecnologia solar fotovoltaica que se verificou, de acordo com a Tabela 23. Tabela 23 Evolução da tarifa de referência da microprodução bonificada (Renováveis na Hora, janeiro 2015). Tarifa de referência aplicável ao regime bonificado ( /kwh) Ano FER 1º P 2º P 2010 Todas 0,400 0,240 2011 Todas 0,380 0,220 2012 Todas 0,326 0,185 Na 2013 2014 Solar 0,196 0,165 Outras 0,272 0,150 Solar 0,066 0,145 Outras 0,218 0,115 68

Tabela 24 constata-se que, até o momento existem cerca de 26 000 instalações de microprodução ligadas, entre o regime geral e o regime bonificado, com cerca de 95 MW. Percebe-se, também, que a partir de 2012, o regime geral começou a ter alguma expressão com cerca de 100 instalações nesse ano, valor que aumentou no ano seguinte até que em 2014, devido ao valor reduzido da tarifa bonificada, que passou a ser inferior ao regime geral, continua a aumentar todos os meses 24 sendo cerca de 1 000 instalações. 24 De acordo com as estatísticas do portal Renováveis na Hora, nos últimos meses os valores são acima das 100 microproduções por mês e continuam a aumentar. 69

Tabela 24 Evolução da microprodução (Renováveis na Hora, janeiro 2015). Ano 25 2008 Regime Microproduções Ligadas N.º Instalações Potência (kw) N.º Instalações Potência (kw) 3 044 10 674,68 3 044 10 674,68 2009 5 942 21 142,99 8 986 31 817,67 DL 363 2010 977 3 444,77 9 963 35 262,44 Geral 28 117,88 9 991 35 380,32 2010 2011 2012 2013 2014 DL 118-A 2 213 7 883,22 12 204 43 263,54 Geral 0 0,00 12 204 43 263,54 DL 118-A 7 563 26 982,79 19 767 70 246,33 Geral 5 26,08 19 772 70 272,41 DL 118-A 3 210 11 497,77 22 982 81 770,18 Geral 44 189,26 23 026 81 959,44 DL 118-A 2 206 7 857,01 25 232 89 816,45 Geral 233 1 110,00 25 465 90 926,45 DL 118-A 5 17,94 25 470 90 944,39 Geral 723 3 238,89 26 193 94 183,28 Total Geral 1 033 4 682 - Total Bonificada 25 160 89 501 - Nas estatísticas para as energias renováveis para publicadas pela DGEG, que constam na Tabela 25 é identificada a energia produzida pelos miniprodutores e a sua evolução ao longo do ano, onde se verifica que 99,6% é de origem fotovoltaica. Tabela 25 Energia produzida na atividade de microprodução, 2008-2014 (DGEG, janeiro 2015). Produção anual de microprodução (MWh) Fonte/Ano 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 Hídrica 40 40 87 263 Eólica 378 379 485 231 Fotovoltaica 7 120 21 215 44 677 78 310 131 255 148 204 148 500 Total 7 120 21 215 44 677 78 728 131 674 148 776 148 994 25 As quantidades e potências não refletem os registos que se ligaram no ano mencionado, mas sim a evolução dos registos com potência atribuída nesse ano. 70

Miniprodução O regime jurídico da miniprodução prevê o mesmo tipo de procedimento simplificado utilizado na microprodução para instalações de produção de 5,75 kw até 250 kw, a serem instalados em locais com instalações de utilização ligados em BT ou MT. O registo e licenciamento é efetuado online através do Sistema de Registos de Miniprodução (SRMini) também Portal Renováveis na Hora. A miniprodução define também dois regimes, o Geral e o Bonificado, os quais obrigam a que e que a potência de ligação solicitada seja igual ou inferior a 50% da potência contratada pela instalação de utilização e a energia consumida seja igual ou superior a 50% da energia produzida. O acesso ao regime bonificado depende de prévia atribuição de potência dentro de quotas e prazos pré definidos, sendo divulgada anualmente a programação de alocação de potência e as respetivas quotas. O regime bonificado exige também algumas condições 26, e é definido em 3 escalões: Escalão I, <= 20 kw Escalão II, >20 kw e <=100 kw Escalão III, >100 kw e <=250 kw O Regime Geral é aplicável a qualquer tipo de geração de até 250 kw e a tarifa não tem limite de período de remuneração garantida nem de máximo de energia anual a injetar na rede. Até ao Decreto-Lei 25/2013, a remuneração era apenas garantida através do acesso ao mercado livre para venda da energia produzida o que complicava, ou mesmo, impossibilitava a venda de energia neste regime dada a dimensão da central, a intermitência do tipo de fonte (geralmente solar) e a necessidade do produtor ter de procurar um comercializador que tivesse interesse em adquirir a energia produzida. Com a entrada em vigor do Decreto-Lei 25/2013, a remuneração passou a ser feita de acordo com a Eq. 8: Onde: 2 Rem m = [w i OMIE m C i f p ] i=1 Eq. 8 Remm é a remuneração do mês m em [ ]; i é o período horário de entrega de energia elétrica (em vazio ou fora de vazio), de acordo com o ciclo (semanal ou diário) aplicado à instalação de consumo; Wi é a energia produzida no mês m no período i, em [kwh]; 26 O acesso ao regime bonificado depende existência de Certificado Energético, ou cumprimento do Sistema de Gestão dos Consumos Intensivos de Energia, ou de adoção e cumprimento de medidas de eficiência energética 71

OMIEm é o valor resultante da média aritmética simples dos preços de fecho do Operador do Mercado Ibérico de Energia (OMIE) para Portugal (mercado diário); Ci é o coeficiente de ponderação do período tarifário i, que assume os seguintes valores: a) Período de horas de vazio: 0,86; b) Período de horas fora de vazio: 1,13. fp são os fatores de ajustamento para perdas do período tarifário i, desde o barramento de produção em muito alta tensão até ao nível de tensão de ligação da unidade de miniprodução. Até à data, mesmo com a definição de uma tarifa fixa e de remuneração garantida, não existem miniproduções exclusivamente em regime geral, pelo que, não faz sentido proceder ao cálculo da tarifa. Possivelmente, com a redução de custos das tecnologias ou redução da bonificação das tarifas poderá haver em aderir a este tipo de remuneração. No regime bonificado a energia é remunerada durante um período de 15 anos, até ao limite de 2,6 MWh/ano por cada kw instalado, no caso da eólica e da fotovoltaica, e até 5 MWh/ano por cada kw de potência de ligação, com uma tarifa bonificada ajustada a cada tipo de fonte: Solar 100%; Eólica 80%; Hídrica 50%; Biogás 60%; Biomassa 60%; Pilhas de combustível com base em hidrogénio proveniente de miniprodução renovável percentagem prevista nas alíneas anteriores aplicável ao tipo de energia renovável utilizado para a produção do hidrogénio. Às miniproduções do escalão I a tarifa atribuída é a que estiver em vigor à data de atribuição do certificado de exploração. No caso dos escalões II e III, o miniprodutor é remunerado com base na tarifa mais alta que resultar das maiores ofertas de desconto à tarifa de referência, que se apresentam na Tabela 26, apuradas nos respetivos escalões (dentro das quotas disponíveis em cada sessão de atribuição de potência). Tabela 26 Evolução da tarifa de referência da miniprodução bonificada (Renováveis na Hora, janeiro 2015). Tarifa de referência aplicável ao regime bonificado Ano FER Tarifa de Referência ( /kwh) 2011 Todas 0,2500 2012 Todas 0,2150 2013 2014 Solar 0,1510 Outras 0,1840 Solar 0,1060 Outras 0,1590 72

Quanto aos valores das tarifas resultantes das sessões de atribuição e potência por escalão, verifica-se que o Escalão I tem uma tarifa constante nas sessões de atribuição enquanto que o Escalão III atingiu a tarifa mais baixa em 2012 quando o mercado começou a reagir à miniprodução e às condições que proporcionava, incentivando a concorrência entre os produtores, que veio posteriormente a desaparecer quando as tarifas de referência baixaram, como mostra a Tabela 27. No início de 2013 e durante 2014, não se verifica a existência de concorrência nas atribuições de potência dos Escalões II e III, e as tarifas aproximam-se das de referência. Até o momento existem cerca de 1 300 instalações de miniprodução ligadas em regime bonificado, com cerca de 62 MW, não existindo qualquer instalação em regime geral. Tabela 27 Evolução da miniprodução (Renováveis na Hora, janeiro 2015). Miniproduções Ligadas Ano 27 Escalão N.º Instalações Potência kw 2011 2012 2013 2014 N.º Instalações Potência kw I 171 3 049,84 171 3 049,84 II 121 7 900,58 292 10 950,42 III 49 10 089,83 341 21 040,25 I 327 4 862,09 668 25 902,34 II 112 6 968,85 780 32 871,19 III 43 9 283,90 823 42 155,09 I 312 4 569,99 1 135 46 725,08 II 132 7 656,75 1 267 54 381,83 III 44 8 782,50 1 311 63 164,33 I 55 855,7 1 366 64 020,03 II 30 1 193,7 1 396 65 213,73 III 2 255 1 398 65 468,73 Nas estatísticas para as energias renováveis para publicadas pela DGEG, que constam na Tabela 28 é identificada a energia produzida pelos miniprodutores e a sua evolução ao longo do ano, onde se verifica que 99,5% é de origem fotovoltaica. Tabela 28 Energia produzida na atividade de miniprodução, 2008-2014 (DGEG, janeiro 2015). Produção anual da miniprodução (MWh) Ano 2010 2011 2012 2013 2014 Hídrica 16 61 Eólica 5 70 Fotovoltaica 371 1 448 13 414 51 307 83 146 Biogás 1 319 2 536 Total 371 1 448 13 414 52 647 85 813 27 As quantidades e potências não refletem os registos que atingiram o referido estado no ano mencionado, mas sim a evolução dos registos com potência atribuída nesse ano. 73

Miniprodução e microprodução por fonte (DGEG) Tabela 29 Potência instalada de microprodução e miniprodução por fonte (2008-2014) (DGEG, janeiro 2015). Micro/Mini Potência Instalada (kw) Ano 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 Total Micro/Mini 10 390 27 256 35 339 65 157 105 835 138 311 164 955 Microprodução 10 390 27 256 34 692 63 536 83 338 91 899 100 109 Hídrica 32 24 43 97 Eólica 627 631 633 418 Fotovoltaica 10 390 27 256 34 692 62 877 82 683 91 223 99 594 Miniprodução 0 0 647 1 621 22 497 46 412 64 846 Hídrica 20 20 Eólica 50 60 Fotovoltaica 647 1 621 22 497 46 341 64 765 Biogás 1 1 Tabela 30 Quantidades de energia produzida na microprodução e miniprodução (resumo). Comparação da potência ligada de Microprodução e miniprodução Fonte Ano 2008 2009 2010 2011 2012 2013 DGEG (kw) Portal Ren. Na Hora (kw) % Microp. (DGEGkW / PRHkW) % Minip. (DGEGkW / PRHkW) Microprodução 10 390 27 256 34 692 63 536 83 338 91 889 Miniprodução - - - 974 21 850 45 764 Microprodução 10 675 31 818 43 264 70 272 82 216 91 455 Miniprodução - - - 21 040 42 116 60 597 Média (2008-2013) 97,3% 85,7% 80,2% 90,4% 101,4% 100,5% 92,6% Média (2012-2013) - - - 4,6% 51,9% 75,5% 63,7% Dados relativos à caracterização da produção distribuída em Portugal Tabela 31 IPC no continente, sem habitação, nos meses de dezembro de 2011 a 2014 (INE, 2015). Período de referência dos dados Índice de preços no consumidor (IPC, Base - 2012) por Localização geográfica e Agregados especiais; Mensal Dezembro de 2014 99,965 Dezembro de 2013 100,461 Dezembro de 2012 100,306 Dezembro de 2011 98,514 74

Tabela 32 Evolução da tarifa bonificada de miniprodução atribuída (Renováveis na Hora, 2014). Escalão I 2011 Escalão II 2011 Escalão III 2011 Escalão I 2012 Escalão II 2012 Escalão III 2012 Evolução da Tarifa de Miniprodução em regime bonificado ( /kwh) junho - novembro 0,2500 junho 0,2450 julho 0,2499 setembro 0,2499 Escalão I 2013 Janeiro - julho 0,1510 (Solar),1840 (Outras) janeiro 0,1499 outubro 0,2499 fevereiro 0,1499 (Solar) 0,1839 (Outras) novembro 0,2499 março 0,1509 junho julho 0,2499 0,2499 Escalão II 2013 abril maio 0,1500 0,1509 setembro 0,2499 junho 0,1509 outubro 0,2499 julho 0,1509 novembro 0,2499 setembro 0,1410 outubro 0,1260 janeiro 0,1240 fevereiro 0,1499 março 0,1509 janeiro abril 0,1500-0,2150 Escalão III maio 0,1509 outubro 2013 junho 0,1509 julho 0,1509 setembro 0,1209 outubro 0,1129 janeiro 0,2140 fevereiro 0,2137 março 0,2100 abril 0,2050 maio 0,1900 junho 0,1750 julho 0,1650 agosto 0,1599 Escalão I 2014 janeiro - julho 0,1060 (Solar) 0,1590 (Outras) janeiro 0,1059 setembro 0,1540 fevereiro - outubro 0,1540 março 0,1058 janeiro 0,2050 Escalão II abril 0,1059 fevereiro 0,1950 2014 maio 0,1059 março 0,1849 junho 0,1059 abril 0,1835 julho 0,1059 maio 0,1824 agosto 0,1059 junho 0,1780 janeiro 0,1059 julho 0,1740 fevereiro - agosto 0,1650 março - setembro 0,1450 Escalão III abril 0,1059 outubro 0,1249 2014 maio - junho 0,1059 julho 0,1059 agosto 0,1059 75

Tabela 33 Evolução da potência atribuída em regime geral, 2014 (Renováveis na Hora, 2015). 2014 Pagos Aceites Cancelados Pedidos de Inspeção Certificados Ligados Qtd. Potência (kw) Qtd. Potência (kw) Qtd. Potência (kw) Qtd. Potência (kw) Qtd. Potência (kw) Qtd. Potência (kw) janeiro 52 231,57 53 236,12 4 14,03 69 292,46 54 227,74 23 112,68 fevereiro 81 376,44 68 309,11 4 15,58 49 218,66 52 218,76 0 0,00 março 80 356,41 102 463,45 3 12,88 83 383,65 81 372,20 0 0,00 abril 77 370,00 52 242,09 1 5,75 85 365,49 88 385,07 85 386,37 maio 107 487,88 110 500,57 2 10,17 99 438,19 93 394,35 92 414,47 junho 72 337,55 79 368,47 6 28,06 115 503,25 103 454,18 2 8,62 julho 128 604,87 101 481,40 2 9,43 106 490,73 110 499,01 126 551,79 agosto 111 504,96 117 537,43 1 3,45 82 389,29 94 447,07 2 10,34 setembro 188 903,51 167 787,08 2 8,25 77 352,14 92 429,08 271 1 193,86 Total 896 4 173,19 849 3 925,72 25 107,60 765 3 433,86 767 3 427,46 601 2 678,13 Tabela 34 Distribuição de miniprodução e microprodução por tipo de fonte (Renováveis na Hora, 2015). Fonte Cogeração a biomassa Nº Instalações Microprodução % N.º Inst. Total Potência (kw) % Potência Total Nº Instalações Miniprodução % N.º Inst. Total Potência (kw) % Potência Total 1 0,00% 3,68 0,00% 0 0,00% 0,00 0,00% Biogás 0 0,00% 0 0,00% 4 0,30% 684,00 1,10% Eólica 126 0,48% 426,98 0,45% 2 0,15% 60,00 0,10% Hídrica 26 0,10% 115,60 0,12% 1 0,07% 20,00 0,03% Solar 25 999 99,41% 93 366,60 99,42% 1 343 99,48% 61 259,60 98,77% Total 26 152 100% 93 912,86 100% 1 350 100% 62 023,60 100% 76

Anexo II. Cálculos desenvolvidos para os perfis de consumo e produção médios Considerando que a soma de todos os valores de 15 em 15 minutos de cada perfil inicial é dada pela Eq. 9, que a soma dos valores da potência média medidos de 15 em 15 minutos pode ser calculada com a energia anual e o n.º de consumidores como mostra a Eq. 10, e que os valores do perfil inicial e da potência média são proporcionais de acordo com a Eq. 11, poderá chegar-se à expressão que permite calcular os valores de potência média correspondentes a cada valor dos perfis iniciais. 35040 P inicial (p. u. ) = 1000 Eq. 9 n=1 35040 E anual,t [kwh] P média = N. ºConsumidores. 1, [kw] 4 (h) Eq. 10 n=1 P inicial (p. u. ) P média (kw) = 35040 n=1 P inicial(p. u. ) 35040 P média (kw) n=1 Eq. 11 Assim, para obter os valores para os perfis finais é necessário calcular o valor médio da carga associada a cada leitura, para cada consumidor, através da Eq. 16, conforme a dedução seguinte: P média (kw) = 35040 n=1 P média(kw) P inicial (p. u. ) 35040 P inicial (p. u. ) n=1 Eq. 12 E anual,t N. ºConsumidores. 1 P inicial (p. u. ) P média (kw) = 4 1000 Eq. 13 P média (kw) = E anual,t P inicial (p. u. ) 4 N. ºConsumidores 1000 Eq. 14 P média (kw) = E anual,t(mwh) P inicial (p. u. ) 4 1000 N. ºConsumidores 1000 Eq. 15 77

Onde: P média (kw) = E anual,t(mwh) P inicial (p. u. ) 4 N. ºConsumidores Eq. 16 - E anual,t, é a energia consumida anualmente por todos os consumidores em cada nível de tensão ou classe de BTN; - E anual, é a energia consumida anualmente em cada nível de tensão ou classe de BTN, por cada consumidor; - P inicial (p. u. ), é cada valor do perfil inicial, medido de 15 em 15 minutos; - P média (kw), é a potência média por consumidor, medida de 15 em 15 minutos, que corresponde ao valor da amostra do perfil inicial; Para se obter o valor para os perfis finais de produção é necessário calcular o valor da carga associada a cada leitura através da Eq. 16 à semelhança do que foi feito para o consumo obtendo-se a Eq. 17. Onde: P Pmédia (kw) = E Panual,t(MWh) P Pinicial (p. u. ) 4 N. ºProdutores Eq. 17 - E Panual,t, é a energia consumida anualmente por todos os consumidores em cada nível de tensão ou classe de BTN; - P Pinicial (p. u. ), é cada valor do perfil inicial de produção, medido de 15 em 15 minutos; - P Pmédia (kw), é a potência média de produção por cada produtor, medida de 15 em 15 minutos, que corresponde ao valor da amostra do perfil inicial; Correspondendo a energia produzida anualmente, o número de produtores, à produzida na microprodução ou na miniprodução, conforme o caso. 78

Anexo III. Caracterização do consumo em BTN A repartição dos consumidores e consumos nos perfis horários BTN é feita de acordo com a informação da Tabela 35. Tabela 35 Distribuição da Classe de BTN por opções tarifárias (ERSE, 2014). Classe BTN BTN A BTN B BTN C Opção Tarifária Pc Pc Pc Pc Pc Pc >20,7 kva <=20,7 kva >20,7 kva <= 20,7kVA >20,7 kva <=20,7 kva Tri-horária 100% 27% 0% 11% 0% 62% Bi-horária 27% 11% 62% Simples 0% 13% 0% 0% 0 87% Resulta desta análise e através dos dados indicativos de distribuição do número de clientes por opção tarifária obtém-se o número de consumidores associados a cada classe BTN para aplicação nos perfis finais, conforme a Tabela 36. Tabela 36 Distribuição do número de consumidores por opção tarifária e Classe de BTN (ERSE, 2014). Classe BTN BTN A BTN B BTN C TOTAL Opção Tarifária Pc Pc Pc Pc Pc Pc Pc Pc >20,7 kva <=20,7 kva >20,7 kva <=20,7 kva >20,7 kva <=20,7 kva >20,7 kva <=20,7 kva Tri-horária 2 125 641 239 924 0 97 747 0 550 938 2 125 641 888 609 Bi-horária 1 259 207 513 010 2 891 513 4 663 731 Simples 0 1 357 991 0 0 0 9 088 093 0 10 446 084 Total Consumo (MWh) 4 982 764 610 757 12 530 544 18 124 065 % Consumo Total 27,49% 3,37% 69,14% 100,00% Total Consumidores por % de consumo 1 658 029 203 231 4 169 575 6 030 836 79

Anexo IV. Resultados das simulações Perfis tipo Figura 38 Perfil final de consumo em BTE num fim-de-semana típico de inverno. Figura 39 Perfil final de consumo em BTE num fim-de-semana típico de verão. 80

Figura 40 Perfil final de consumo em BTNC num fim-de-semana típico de inverno. Figura 41 Perfil final de consumo em BTNC num fim-de-semana típico de verão. 81

Figura 42 Perfil final de uma miniprodução num fim-de-semana típico de inverno. Figura 43 Perfil final de uma microprodução num fim-de-semana típico de inverno. 82

Figura 44 Perfil final de uma miniprodução num dia útil típico de verão. Figura 45 Perfil final de uma microprodução num dia útil típico de verão. 83

Figura 46 Perfil final de uma miniprodução num fim-de-semana típico de verão. Figura 47 Perfil final de uma microprodução num fim-de-semana típico de verão. 84

Figura 48 Perfis de consumo e de produção, para BTE e Miniprodução, de um dia útil de inverno. Figura 49 Perfis de consumo e de produção, para BTE e Miniprodução, de um dia útil de verão. 85

Figura 50 Perfis de consumo e de produção, para BTE e Miniprodução, de um fim-de-semana de inverno. Figura 51 Perfis de consumo e de produção, para BTE e Miniprodução, de um fim-de-semana de verão. 86

Figura 52 Perfis de consumo e de produção, para BTN C e Microprodução, de um dia útil de inverno. Figura 53 Perfis de consumo e de produção, para BTN C e Microprodução, de um dia útil de verão. 87

Figura 54 Perfis de consumo e de produção, para BTN C e Microprodução, de fim-de-semana de inverno. Figura 55 Perfis de consumo e de produção, para BTN C e Microprodução, de fim-de-semana de verão. 88

Figura 56 Perfis de consumo e de produção, para BTN B e Microprodução, de uma semana típica de inverno. Figura 57 Perfis de consumo e de produção, para BTN B e Microprodução, de uma semana típica de verão. 89

Figura 58 Perfis de consumo e de produção, para BTN A e Microprodução, de uma semana típica de inverno. Figura 59 Perfis de consumo e de produção, para BTN A e Microprodução, de uma semana típica de verão. 90

1.4 Consumo e produção na semana de 14-20 janeiro (AC Isolado da Rede) 1.2 1 Potência(kW) 0.8 0.6 0.4 0.2 0 quarta quinta sexta sábado domingo segunda terça Tempo (h) Consumo Esperado Energia Excedente Energia Proveniente de Armazenamento Energia Autoconsumida Figura 60 Perfis de consumo (BTN C) e produção (microprodução) num sistema isolado, numa semana típica de inverno. 2.5 Consumo e produção na semana de 1-7 julho (AC Isolado da Rede) 2 Potência(kW) 1.5 1 0.5 0 quarta quinta sexta sábado domingo segunda terça Tempo (h) Consumo Esperado Energia Excedente Energia Proveniente de Armazenamento Energia Autoconsumida Figura 61 Perfis de consumo (BTN C) e produção (microprodução) num sistema isolado, numa semana típica de verão. 91

25 Consumo e produção na semana de 14-20 janeiro (AC c/injeção na Rede) 20 15 Potência(kW) 10 5 0 quarta quinta sexta sábado domingo segunda terça Tempo (h) Energia Importada da Rede Energia Excedente Energia Autoconsumida Figura 62 Perfis de consumo (BTE) e produção (miniprodução) num sistema ligado à rede, sem armazenamento e com injeção de excedentes, numa semana típica de inverno. 30 Consumo e produção na semana de 1-7 julho (AC c/injeção na Rede) 25 20 Potência(kW) 15 10 5 0 quarta quinta sexta sábado domingo segunda terça Tempo (h) Energia Importada da Rede Energia Excedente Energia Autoconsumida Figura 63 Perfis de consumo (BTE) e produção (miniprodução) num sistema ligado à rede, sem armazenamento e com injeção de excedentes, numa semana típica de verão. 92

1.4 Consumo e produção na semana de 14-20 janeiro 1.2 1 Potência(kW) 0.8 0.6 0.4 0.2 0 quarta quinta sexta sábado domingo segunda terça Tempo (h) Energia Importada da rede Energia Excedente Energia Proveniente de Armazenamento Energia Autoconsumida Figura 64 Perfis de consumo (BTN A) e produção (microprodução), com armazenamento e identificação de excedentes, numa semana típica de inverno. 2.5 Consumo e produção na semana de 1-7 julho 2 Potência(kW) 1.5 1 0.5 0 quarta quinta sexta sábado domingo segunda terça Tempo (h) Energia Importada da rede Energia Excedente Energia Proveniente de Armazenamento Energia Autoconsumida Figura 65 Perfis de consumo (BTN A) e produção (microprodução), com armazenamento e identificação de excedentes, numa semana típica de verão. 93

1.4 Consumo e produção na semana de 14-20 janeiro 1.2 1 Potência(kW) 0.8 0.6 0.4 0.2 0 quarta quinta sexta sábado domingo segunda terça Tempo (h) Energia Importada da rede Energia Excedente Energia Proveniente de Armazenamento Energia Autoconsumida Figura 66 Perfis de consumo (BTN B) e produção (microprodução), com armazenamento e identificação de excedentes, numa semana típica de Inverno. 2.5 Consumo e produção na semana de 1-7 julho 2 Potência(kW) 1.5 1 0.5 0 quarta quinta sexta sábado domingo segunda terça Tempo (h) Energia Importada da rede Energia Excedente Energia Proveniente de Armazenamento Energia Autoconsumida Figura 67 Perfis de consumo (BTN B) e produção (microprodução), com armazenamento e identificação de excedentes, numa semana típica de verão. 94

Anexo V. Resultados da análise dos perfis dos dias típicos de consumo inverno e verão Tabela 37 Resultados por período horário do perfil tipo de potência média de um dia útil de inverno (BTE). Resultados do perfil BTE do dia 14 de janeiro (quarta-feira) Ponta Cheia Vazio Super Vazio Total Consumo de Energia 66,57 180,04 55,18 31,10 332,89 Energia Produzida 13,32 69,20 0,28 0,00 82,80 Energia Autoconsumida 13,32 69,20 0,28 0,00 82,80 Energia Excedente 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 Energia Importada da Rede Energia Armazenada Consumida E.Importada da Rede - E.Armaz.Consumida Energia ainda Armazenada 53,25 110,84 54,91 31,10 250,09 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 53,25 110,84 54,91 31,10 250,09 0,00 Tabela 38 Resultados por período horário do perfil tipo de potência média de um fim-de-semana de inverno (BTE). Resultados do perfil BTE do dia 17 e 18 de janeiro (Sábado e Domingo) Ponta Cheia Vazio Super Vazio Total Consumo de Energia 43,87 108,33 48,99 29,23 230,42 Energia Produzida 13,32 69,20 0,28 0,00 82,80 Energia Autoconsumida 13,32 66,34 0,28 0,00 79,93 Energia Excedente 0,00 2,87 0,00 0,00 2,87 Energia Importada da Rede Energia Armazenada Consumida E.Importada da Rede - E.Armaz.Consumida Energia ainda Armazenada 30,55 41,99 48,71 29,23 150,49 0,00 2,87 0,00 0,00 2,87 30,55 39,13 48,71 29,23 147,62 0,00 95

Tabela 39 Resultados por período horário do perfil tipo de potência média de um dia útil de verão (BTE). Resultados do perfil BTE do dia 1 de julho (quarta-feira) Ponta Cheia Vazio Super Vazio Total Consumo de Energia 102,28 106,38 56,21 31,45 296,32 Energia Produzida 99,35 115,27 17,46 1,07 233,14 Energia Autoconsumida 73,48 94,65 17,46 1,07 186,65 Energia Excedente 25,87 20,62 0,00 0,00 46,49 Energia Importada da Rede Energia Armazenada Consumida E.Importada da Rede - E.Armaz.Consumida Energia ainda Armazenada 28,80 11,73 38,75 30,38 109,67 28,80 11,73 5,96 0,00 46,49 0,00 0,00 32,80 30,38 63,18 0,00 Tabela 40 Resultados por período horário do perfil tipo de potência média de um fim-de-semana de verão (BTE). Resultados do perfil BTE do dia 4 e 5 de julho (Sábado e Domingo) Ponta Cheia Vazio Super Vazio Total Consumo de Energia 79,20 77,64 50,72 30,71 238,26 Energia Produzida 99,35 115,27 17,46 1,07 233,14 Energia Autoconsumida 54,50 67,82 15,60 1,07 138,98 Energia Excedente 44,85 47,45 1,86 0,00 94,16 Energia Importada da Rede Energia Armazenada Consumida E.Importada da Rede - E.Armaz.Consumida Energia ainda Armazenada 24,70 9,82 35,12 29,64 99,28 24,70 9,82 14,86 0,00 49,37 0,00 0,00 20,26 29,64 49,91 44,79 - Perfil BTN C 96

Tabela 41 Resultados por período horário do perfil tipo de potência média de um dia útil de inverno (BTN C). BTN C Dia 14 de janeiro - quarta-feira, dia útil de inverno Ponta Cheia Vazio Super Vazio Total Consumo de Energia 2,21 4,47 2,44 1,03 10,15 Energia Produzida 1,23 6,41 0,03 0,00 7,67 Energia Autoconsumida 0,58 2,85 0,03 0,00 3,45 Energia Excedente 0,66 3,56 0,00 0,00 4,22 Energia Importada da Rede Energia Armazenada Consumida E.Importada da Rede - E.Armaz.Consumida Energia ainda Armazenada 1,63 1,62 2,41 1,03 6,69 1,63 1,55 0,97 0,00 4,15 0,00 0,07 1,44 1,03 2,54 0,07 Tabela 42 Resultados por período horário do perfil tipo de potência média de um dia de fim-de-semana de inverno (BTN C). BTN C Dia 17 e 18 de janeiro - Sábado e Domingo, fim-de-semana de inverno Ponta Cheia Vazio Super Vazio Total Consumo de Energia 2,23 4,89 2,36 1,09 10,57 Energia Produzida 1,23 6,41 0,03 0,00 7,67 Energia Autoconsumida 0,62 3,26 0,03 0,00 3,90 Energia Excedente 0,62 3,16 0,00 0,00 3,77 Energia Importada da Rede Energia Armazenada Consumida E.Importada da Rede - E.Armaz.Consumida Energia ainda Armazenada 1,61 1,63 2,34 1,09 6,67 1,61 1,59 0,57 0,00 3,77 0,00 0,04 1,77 1,09 2,90 0,00 97

Tabela 43 Resultados por período horário do perfil tipo de potência média de um dia útil de verão (BTN C). BTN C Dia 1 de julho - quarta-feira, dia útil de verão Ponta Cheia Vazio Super Vazio Total Consumo de Energia 2,61 2,37 1,66 0,87 7,50 Energia Produzida 9,21 10,68 1,62 0,10 21,61 Energia Autoconsumida 1,84 1,98 0,57 0,10 4,48 Energia Excedente 7,37 8,70 1,05 0,00 17,13 Energia Importada da Rede Energia Armazenada Consumida E.Importada da Rede - E.Armaz.Consumida Energia ainda Armazenada 0,77 0,39 1,09 0,77 3,02 0,77 0,39 0,56 0,00 1,72 0,00 0,00 0,53 0,77 1,30 15,40 Tabela 44 Resultados por período horário do perfil tipo de potência média de um dia de fim-de-semana de verão (BTN C). BTN C Dia 4 e 5 de julho - Sábado e Domingo, fim-de-semana de verão Ponta Cheia Vazio Super Vazio Total Consumo de Energia 2,66 2,37 1,65 0,87 7,55 Energia Produzida 9,21 10,68 1,62 0,10 21,61 Energia Autoconsumida 1,93 1,99 0,53 0,10 4,55 Energia Excedente 7,28 8,69 1,08 0,00 17,06 Energia Importada da Rede Energia Armazenada Consumida E.Importada da Rede - E.Armaz.Consumida Energia ainda Armazenada 0,73 0,39 1,11 0,77 3,00 0,73 0,39 0,56 0,00 1,68 0,00 0,00 0,55 0,77 1,32 15,38 Tabela 45 Resultados por período horário do perfil tipo de potência média anual (BTN B). BTN B Saldos de Energia Anual 98

Ponta Cheia Vazio Super Vazio Total Consumo de Energia 846 1 217 627 316 3 005 Energia Produzida 2 039 3 313 324 13 5 688 Energia Autoconsumida 485 960 141 12 1 598 Energia Excedente 1 553 2 353 183 1 4 090 Energia Importada da Rede Energia Armazenada Consumida E Importada da Rede - E Armaz Consumida Energia ainda Armazenada 361 257 486 303 1 407 361 254 454 270 1 339 0 2 32 33 68 2 751 Tabela 46 Resultados por período horário do perfil tipo de potência média anual (BTN A). BTN A Saldos de Energia Anual Ponta Cheia Vazio Super Vazio Total Consumo de Energia 846 1 249 589 321 3 005 Energia Produzida 2 039 3 313 324 13 5 688 Energia Autoconsumida 522 1 020 146 12 1 700 Energia Excedente 1 517 2 294 177 0 3 988 Energia Importada da Rede Energia Armazenada Consumida E.Importada da Rede - E.Armaz.Consumida Energia ainda Armazenada 324 229 443 309 1 305 324 227 422 289 1 262 0 2 21 20 43 2 726 99

Anexo VI. Outros dados Tabela 47 Preço médio de eletricidade por tipo de consumo ( /kwh) (Eurostat, 2015). Tipo Consumo/ Ano Doméstico Média Industrial Médio 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 0,1482 0,1508 0,1584 0,1654 0,1993 0,2081 0,2175 0,2279 0,0782 0,0919 0,0896 0,0903 0,1050 0,1015 0,1029 0,0989 Em BTE: Tabela 48 Tarifa Transitória de Venda a clientes finais em BTE (ERSE, 2014) Tarifa transitória de venda a clientes finais em BTE Preços Tarifa de médias utilizações Tarifa de longas utilizações Tarifa de médias utilizações Tarifa de longas utilizações Termo tarifário fixo ( /mês) ( /dia)* 25,55 0,8399 Potência ( /kw.mês) ( /kw.dia)* Energia ativa Energia reativa Horas de ponta 15,045 0,4946 Contratada 0,656 0,0216 Horas de ponta 21,139 0,6950 Contratada 1,492 0,0490 ( /kwh) Horas de ponta 0,2156 Horas cheias 0,1265 Horas vazio normal 0,0883 Horas super vazio 0,0775 Horas de ponta 0,1546 Horas cheias 0,1215 Horas vazio normal 0,0810 Horas super vazio 0,0715 ( /kvarh) Indutiva 0,0313 Capacitiva 0,0239 100

Em BTN: Tabela 49 Tarifa Transitória de Venda a clientes finais em BTN (<=20,7 kva e >2,3 kva) (ERSE, 2014) Tarifa transitória de venda a clientes finais em BTN (<=20,7 kva e >2,3 kva) Preços Potência (kva) ( /mês) ( /dia)* Tarifa simples, bi-horária e tri-horária Energia ativa 3,45 4,75 0,1561 4,6 6,17 0,2030 5,75 7,59 0,2496 6,9 9,01 0,2962 10,35 13,26 0,4360 13,8 17,51 0,5758 17,25 21,77 0,7156 20,7 26,02 0,8554 ( /kwh) Tarifa simples <=6,9 kva 0,1587 Tarifa bi-horária <=6,9 kva Tarifa bi-horária >6,9 kva Tarifa tri-horária <=6,9 kva Tarifa tri-horária >6,9 kva Tarifa simples >6,9 kva 0,1602 Horas fora de vazio 0,1785 Horas de vazio 0,0946 Horas fora de vazio 0,1821 Horas de vazio 0,0955 Horas de ponta 0,2029 Horas de cheias 0,1613 Horas de vazio 0,0946 Horas de ponta 0,2066 Horas de cheias 0,1642 Horas de vazio 0,0955 Tabela 50 Ciclo Diário para BTE e BTN em Portugal Continental (ERSE, 2011) Ciclo diário para BTE e BTN Períodos Hora legal de inverno Hora legal de verão Ponta: Cheias: Vazio normal: Super vazio: 09.00/10.30 h 10.30/13.00 h 4 h / dia 18.00/20.30 h 19h.30/21.00 h 08.00/09.00 h 08.00/10.30 h 10.30/18.00 h 10 h / dia 13.00/19.30 h 20.30/22.00 h 21.00/22.00 h 06.00/08.00 h 6.00/08.00 h 6 h / dia 22.00/02.00 h 22.00/02.00 h 4 h / dia 10 h / dia 6 h / dia 02.00/06.00 h 4 h / dia 02.00/06.00 h 4 h / dia 101

Figura 68 Especificações de baterias para armazenamento do fabricante Tesla Motors (Tesla Motors, 2015). 102