projetos renováveis
autoconsumo fotovoltaico –
– exemplo de dimensionamento
e estudo económico
Neste artigo apresenta-se um caso de estudo relativo ao dimensionamento de uma Unidade
de Produção para Autoconsumo (UPAC), ao abrigo do Decreto-Lei n.º 153/2014, de 25 de outubro,
para uma indústria metalomecânica situada em Castelo Branco.
Edgar Franco – [email protected]
Nuno Monteiro – [email protected]
Luís Miguel Machado – [email protected]
Partindo dos diagramas de carga médios dos dias de semana e de fim de
semana, procedeu-se à sua introdução no software Homer®, com o qual
se obteve o valor da potência ótima do gerador fotovoltaico – em que se
verifica a minimização do custo médio ponderado da eletricidade (Levelized COE). Esse indicador contempla não só a redução dos custos com a
eletricidade adquirida à rede, mas também dos encargos com a potência
tomada em horas de ponta.
Após esse passo apresenta-se uma comparação, em termos energéticos
e económicos, dos consumos de eletricidade proveniente da rede para os
casos em que não dispõe e que se dispõe da UPAC proposta, de modo a
se estimarem os montantes de poupança que se obtêm ao longo de cada
ano considerado para a vida útil dos respetivos equipamentos.
Por fim, apresenta-se o estudo económico do sistema e as ilações conclusivas acerca da viabilidade da instalação da UPAC na presente unidade
industrial.
1. Introdução
Desde o choque petrolífero de 1973 que as energias renováveis em geral e
a energia solar em particular têm despertado um elevado interesse na sociedade. Nos últimos anos, com a promoção de políticas energéticas e ambientais sustentáveis, tem-se verificado a instalação de um elevado número
de aproveitamentos solares para obtenção de energia térmica e elétrica.
Devido ao elevado custo dos componentes necessários para os aproveitamentos solares fotovoltaicos, a sua promoção em vários países foi
realizada, nos últimos anos, através da atribuição de tarifas bonificadas à
eletricidade produzida pelos mesmos.
No caso de Portugal, a grande alavancagem nesse sentido foi estabelecida através da publicação do Decreto-Lei n.º 363/2007, de 2 de novembro, o qual estabeleceu o regime da microgeração renovável. Nesse
enquadramento, toda a eletricidade gerada através de uma ou várias fontes
renováveis1 era injetada diretamente na rede elétrica, sendo a sua contabi-
1 A possibilidade de dispor de várias fontes renováveis foi posteriormente revogada pelo Decreto-Lei n.º 118-A/2010, de 25 de outubro.
1
lização realizada de forma distinta da eletricidade consumida na instalação
associada a esse aproveitamento.
A impossibilidade de se proceder ao consumo da energia elétrica produzida pela microgeração renovável até nem se afigurava como problemática, já que era muito mais vantajoso para o detentor da mesma o facto de
poder vender a totalidade da eletricidade produzida à rede. Essa vantagem
advinha do facto de que a tarifa de venda de eletricidade era mais elevada
do que a de compra, garantindo-lhe o retorno do investimento inicial –
algo avultado no início da vigoração desse regime.
A recetividade da sociedade à microgeração renovável foi bastante
apreciável, nomeadamente ao nível dos aproveitamentos fotovoltaicos [1],
devido às tarifas atrativas e à disponibilidade de recurso solar. Tal facto, que
se verificou um pouco por toda a Europa e noutras regiões do mundo permitiu, devido ao aumento da produção industrial em massa, que os preços
dos módulos fotovoltaicos e dos equipamentos que são necessários de
empregar nesse tipo de aproveitamentos descessem consideravelmente.
Acompanhando a descida dos preços dos equipamentos para sistemas
renováveis em geral e fotovoltaicos em particular, foram igualmente diminuindo as tarifas de venda à rede da eletricidade gerada pelos novos
aproveitamentos, até que em 2014, pela primeira vez em Portugal, o preço
de venda se tornou inferior ao de compra.
Os limites de potência de ligação à rede eram reduzidos – 3,68kW e
5,75kW, quando respetivamente sujeitas aos regimes tarifários bonificado
e geral em microgerações associadas a instalações individuais de consumo.
Quando associadas a condomínios com 6 ou mais frações autónomas, esse
limite tomava o valor de 11,04 kW em ambos os regimes.
Com a posterior publicação do Decreto-Lei n.º 34/2011, de 8 de março,
foi estabelecido o regime da minigeração, o qual dispunha de linhas gerais
análogas às da microgeração, mas dirigidas a instalações com potências de
ligação até 250 kW. Tal como na microgeração, neste enquadramento era
igualmente obrigatória a venda de toda a eletricidade gerada à rede, sob
tarifas bonificadas, as quais também foram alvo de redução ao longo dos
últimos anos.
Com a recente publicação do Decreto-Lei n.º 153/2014, de 25 de outubro, os referidos Decretos-Lei n.os 363/2007, 34/2011 e os diplomas que
posteriormente os alteraram, foram revogados e substituídos pelo mesmo.
projetos renováveis
Neste decreto foram definidos dois regimes de produção de energia
elétrica, um dos quais funde o enquadramento anteriormente conferido à
micro e minigeração renováveis nas agora designadas “Unidades de Pequena Produção” (UPP). Foi ainda criado um novo regime para as “Unidades
de Produção para Autoconsumo” (UPAC) que permite que seja produzida
energia elétrica para consumo na própria instalação e em que a eletricidade em falta ou em excesso seja, respetivamente, comprada ou vendida à
Rede Elétrica de Serviço Público (RESP).
Se por um lado as UPP se mantém com as linhas gerais que advém dos
regimes anteriores, as UPAC dispõem de um enquadramento totalmente
novo, do qual será âmbito o trabalho apresentado neste artigo.
2. Dimensionamento de uma instalação fotovoltaica
no âmbito das UPAC
Na presente secção, apresentam-se os dados relativos aos consumos médios de eletricidade da indústria metalomecânica em apreço, ao recurso
solar disponível na região de Castelo Branco e aos componentes a testar
no processo de dimensionamento. Será igualmente apresentada a introdução de cada um dos referidos parâmetros no software Homer®.
Hora
Dias de semana [kW]
Fim-de-semana [kW]
0:00 – 1:00
1,740
1,727
1:00 – 2:00
1,650
1,812
2:00 – 3:00
1,680
1,824
3:00 – 4:00
1,720
1,756
4:00 – 5:00
1,750
1,767
5:00 – 6:00
1,740
1,708
6:00 – 7:00
3,230
2,350
7:00 – 8:00
9,443
9,226
8:00 – 9:00
28,170
10,064
9:00 – 10:00
24,120
10,520
10:00 – 11:00
18,638
10,080
11:00 – 12:00
17,994
9,841
12:00 – 13:00
13,510
9,754
13:00 – 14:00
12,970
7,230
14:00 – 15:00
19,010
5,032
15:00 – 16:00
18,638
5,126
16:00 – 17:00
17,575
5,479
17:00 – 18:00
15,656
5,551
18:00 – 19:00
12,340
5,488
19:00 – 20:00
6,580
5,032
20:00 – 21:00
6,210
1,764
21:00 – 22:00
3,727
1,791
22:00 – 23:00
1,780
1,756
23:00 – 24:00
1,810
1,733
Desvio padrão médio relativo da carga
para cada hora, de cada dia
22,7%
Desvio padrão médio relativo da carga entre dias típicos
18,2%
Tabela 1 Diagrama de carga típico de dias de semana e de fim de semana da indústria
metalomecânica a abastecer.
No presente artigo, optou-se pela seleção de uma instalação não residencial. A razão para essa decisão deve-se ao facto de que grande parte dos consumos desses tipos de instalações se verificarem em períodos
com fraca ou inexistente disponibilidade de recurso solar, implicando que
a eletricidade gerada seja superior à absorvida pelas cargas e que esta seja
vendida à rede sob uma tarifa muito mais baixa do que a de compra.
Como alternativa poder-se-ia propor a instalação de bancos de baterias
de acumuladores para proceder ao armazenamento da eletricidade gerada
durante os períodos de maior disponibilidade de recurso solar, para que
pudesse ser utilizada quando a mesma é efetivamente necessária. Nesse
caso é necessária a instalação de um controlador para o efeito, o qual, juntamente com o banco de baterias, encarece significativamente a instalação.
Em estabelecimentos comerciais, de serviços e industriais, grande parte
consumo é verificado durante os períodos de maior disponibilidade de recurso solar, o que permite não só proceder diretamente ao abastecimento
das cargas da instalação de utilização, mas também de diminuir a potência
de ponta absorvida pelas mesmas. Este último ponto dispõe de particular interesse em instalações sujeitas aos tarifários de Baixa Tensão Especial
(BTE), Média, Alta e Muito Alta Tensão.
2.1. Caraterização da instalação a abastecer
No presente estudo, propõe-se o dimensionamento de uma UPAC para
uma pequena indústria metalomecânica, sujeita ao tarifário BTE, cujos diagramas de cargas e respetivos fatores de variabilidade se apresentam na
Tabela 1.
O procedimento realizado para obtenção dos diagramas de cargas para
dias de semana e fins de semana, bem como dos respetivos fatores de variabilidade foi o mesmo que se apresentou na secção 2 do artigo publicado
na edição 18 da presente revista, apresentando-se neste trabalho apenas
os resultados médios para dias de semana e de fim de semana.
Após a realização deste passo, procedeu-se à introdução dos dados
apresentados na Tabela 1 nos respetivos campos da janela “Primary Load
Inputs” do software Homer®, conforme se apresenta na Figura 1.
Figura 1 Janela de introdução das informações relativas à carga a abastecer.
2.2. Caraterização do recurso solar e da temperatura ambiente
Os dados relativos à caraterização do recurso solar e das temperaturas
médias mensais que se verificam no local da instalação (Castelo Branco)
foram obtidos a partir do portal PVGIS da instituição JRC Europe [2]. Na
Figura 2 apresenta-se a introdução desses valores no programa, juntamente com as coordenadas geográficas do local.
2
projetos renováveis
autoconsumo fotovoltaico – exemplo de dimensionamento e estudo económico
Apesar de o software Homer® apresentar o símbolo do dólar para as
unidades monetárias, optou-se por proceder à introdução dos preços dos
materiais em euros, visto que para efeitos de simulação apenas se necessita
de garantir a coerência na introdução de todos os valores na mesma moeda, independentemente de qual seja.
2.3.1. Gerador fotovoltaico
Uma das motivações para a realização deste estudo é a de determinar a
potência ótima para o gerador fotovoltaico a instalar. Após um processo
de pesquisa de soluções e preços, optou-se pela instalação de módulos
fotovoltaicos Sharp ND-R250A5 de 250W, cujas caraterísticas técnicas se
apresentam na referência [3].
Os módulos fotovoltaicos serão afixados à cobertura metálica da nave
da indústria metalomecânica, estimando-se que os respetivos custos sejam
de 188€ por módulo. O montante considerado para os custos de Operação e Manutenção (O&M) corresponde a cerca de 0,5% dos custos dos
módulos fotovoltaicos e respetivas estruturas de fixação, assumindo-se um
valor anual de 1€ por módulo.
O gerador fotovoltaico será dividido em várias strings, cada uma dotada
de vários módulos ligados em série, cuja configuração apenas poderá ser
definida após a determinação da potência do aproveitamento fotovoltaico.
Este será ligado a um ou vários inversor(es) análogo(s) aos da série Sunny
Tripower da SMA de modelo e potência apenas possíveis de definir após o
processo de simulação.
Para determinar a potência ótima do gerador fotovoltaico, é importante
salientar que, de acordo com o disposto nas alíneas b) e c) do ponto 1 do
artigo 5.º do Decreto-Lei n.º 153/2014, de 25 de outubro, que a potência
de ligação da UPAC não pode ser superior à potência contratada, e que a
potência instalada não pode exceder o dobro desse mesmo valor.
Esta última consideração é, de certa forma, mais dirigida para sistemas
híbridos (por exemplo, Fotovoltaico-Eólico) já que, em termos técnicos,
dispor-se de um sistema fotovoltaico com o dobro da potência do(s)
inversor(es) carece de um sistema de limitação de potência. Essa situação
não foi considerada no presente estudo, pelo que a potência máxima de
entrada foi testada até aos limites máximos de entrada dos inversores da
gama selecionada.
Devido ao facto de a presente unidade industrial dispor de uma potência contratada de 50 kW, definiu-se uma gama de potências de teste
Figura 2 Janelas de configuração do recurso solar e temperatura e respetivos valores, na
localização da indústria metalomecânica em estudo.
2.3. Definição dos componentes em teste para dimensionamento da UPAC
Conforme suprarreferido na secção 1, o aproveitamento fotovoltaico proposto para a presente indústria metalomecânica será enquadrado no regime
das UPAC, ao abrigo do Decreto-Lei n.º 153/2014, de 25 de outubro. Neste
regime, é possível a instalação de mais do que uma fonte renovável, podendo-se recorrer a qualquer mix entre aproveitamentos renováveis e geradores não renováveis. É ainda possível disporem-se de acumuladores de energia
elétrica para que esta possa ser armazenada e utilizada posteriormente.
No presente caso, o cliente optou apenas pela instalação de um gerador
fotovoltaico, sendo a carga abastecida por este e pela rede. Quando a potência gerada pelo sistema fotovoltaico é superior à da carga, este abastece-a e a eletricidade excedentária é vendida à rede. Em oposição, quando a
potência gerada pelo mesmo é insuficiente, a eletricidade em falta é fornecida pela rede.
Nesta subsecção apresenta-se a introdução dos dados relativos ao gerador fotovoltaico e respetivo inversor, os períodos de cada um dos escalões dos tarifários de compra e venda de energia elétrica, bem como os
respetivos custos.
3
Figura 3 Janela de configuração do gerador fotovoltaico.
projetos renováveis
compreendida entre 5 e 55 kW, em intervalos de 5 kW. No entanto, após
a realização das primeiras simulações, verificou-se que o software Homer®
não considerava as soluções abaixo de 40 kW e acima de 50 kW como
suscetíveis de serem ótimas. Por esse motivo, refinou-se o espaço de pesquisa para 40, 45 e 50 kW, conforme se pode verificar na Figura 3, tornando mais rápidas as simulações posteriores.
Na Figura 3 pode-se ainda verificar a introdução das grandezas elétricas
dos módulos fotovoltaicos adotados [3], bem como a opção de não se
dispor de sistema de seguimento solar. O ângulo de inclinação definido é
de 10º e o ângulo de orientação azimutal é de 0º relativamente ao sul geográfico, em concordância com a disposição da cobertura do edifício onde
serão instalados os módulos. Os restantes parâmetros foram deixados com
os respetivos valores padrão.
2.3.2. Ligação à rede
A definição da forma de ligação de uma instalação de autoconsumo à rede
requer, em primeiro lugar, que se disponham das informações relativas ao
plano tarifário a que a instalação se encontra sujeita. No presente caso, a
instalação encontra-se ainda no mercado regulado2, sujeita ao ciclo diário
da tarifa de médias utilizações de BTE.
De acordo com o disposto no portal da Entidade Reguladora dos Serviços Energéticos (ERSE), as tarifas transitórias para 2015 apresentam-se
na referência [4] e as horas do dia a que correspondem cada um dos
montantes da modalidade tetra-horária que o plano tarifário BTE de ciclo
semanal dispõe, estão disponíveis em [5].
As referidas informações foram introduzidas no software Homer® da
forma que se apresenta na Figura 4.
Figura 4 Janela de configuração das tarifas e períodos horários da ligação do sistema à rede.
Conforme se pode verificar na Figura 4, definiram-se as tarifas da energia
ativa adquirida nos períodos de super vazio, vazio normal, cheia e pontas,
bem como os encargos com a potência tomada em horas de ponta, de
acordo com disposto em [4]. Como se dispõe de uma tarifa de ciclo semanal, o escalonamento de cada um dos períodos não se altera ao longo
da semana.
Devido ao facto de o software Homer® não permitir alterar os horários dos
períodos de consumo durante um mesmo mês, verificou-se a necessidade de
2 No caso de instalações que dispõem de contrato de fornecimento com empresas comercializadoras em regime de mercado liberalizado, dever-se-iam considerar os pressupostos do
mesmo.
se considerar que a hora legal de verão se encontra em vigor entre abril e
outubro e a hora legal de inverno vigora nos restantes meses.
Por outro lado, o software Homer® apenas possibilita a definição dos diversos períodos do tarifário sob uma base horária, verificando-se a necessidade
de se procederem a ajustes dos horários dos períodos de cheia e de ponta
relativamente aos apresentados em [5], designadamente:
• Durante a vigência da hora legal de inverno: Considerando-se que os
períodos de ponta se encontram compreendidos entre as 9h e as 11h e
entre as 18h e as 20h, ao invés de entre 9h e as 10:30h e entre as 18:30h
e as 20h. Este pressuposto implicou ainda a alteração dos períodos de
cheia que se encontram compreendidos entre as 10:30h e as 18h e entre
as 20:30h e as 22h, para períodos compreendidos entre as 11h e as 18h
e entre as 20 e as 22h;
• Durante a vigência da hora legal de verão: Considerando-se que os
períodos de ponta se encontram compreendidos entre as 10h e as 13h
e entre as 20 e as 21h, ao invés de entre 10:30h e as 13h e entre as 19:30
e as 21h. Este pressuposto implicou ainda a alteração dos períodos de
cheia que se encontram compreendidos entre as 8h e as 10:30h e entre
as 13h e as 19:30h, para períodos compreendidos entre as 8h e as 10h
e entre as 21h e as 22h.
Nos termos dos artigos 23.º e 24.º do Decreto-Lei n.º 153/2014, o excedente de produção de eletricidade que ocorre nos momentos em que a
potência gerada pelo sistema fotovoltaico é superior à absorvida na instalação,
pode ser vendido à RESP.
Assim, o produtor dispõe da possibilidade de celebrar um contrato para
venda da eletricidade excedente com um Comercializador de Último Recurso (CUR), por um período máximo de 10 anos, recebendo uma remuneração
de 90% do valor médio mensal das cotações de fecho da energia elétrica
transacionada na pool do Operador do Mercado Ibérico de Energia (OMIE)
para Portugal.
Existe uma elevada incerteza associada à previsão a longo prazo desta remuneração, uma vez que as cotações da eletricidade transacionada na pool da
OMIE variam de forma significativa ao longo dos meses, bem como de ano
para ano, em função do mix de centros eletroprodutores (renováveis e não
renováveis) que se encontram a abastecer a rede elétrica em cada momento.
No presente estudo optou-se por utilizar como base o preço médio diário
de fecho da energia elétrica transacionada em 2013 para Portugal, cujo valor foi
de 45,7€/MWh [6]. Deste modo, devido ao facto de a remuneração a considerar dever corresponder a 90% do mesmo, considerou-se uma tarifa de venda
constante de 0,04€/kWh, tal como se pode igualmente verificar na Figura 4.
A celebração do contrato de venda de eletricidade implica, nos termos do
Artigo 25.º do Decreto-Lei n.º 153/2014, o pagamento de uma prestação
mensal fixa, para compensação dos Custos de Interesse Económico Geral
(CIEG). Prevê-se uma isenção do pagamento desta compensação até que as
unidades de autoconsumo atinjam uma potência de ligação correspondente a
1% do total da potência instalada do Sistema Elétrico Nacional. No presente
caso, como tal não é garantido, considerou-se que esta taxa disporia de um
custo de 10€/kW de ligação/ano [6].
Introduziu-se ainda o valor relativo ao somatório dos termos fixos do referido plano tarifário no campo “Interconnection Charge” do separador “Advanced”
da janela de configuração das tarifas e períodos horários da ligação do sistema
à rede. Esse montante toma o valor correspondente à soma entre o termo
tarifário fixo, os encargos com a potência contratada (50 kW) e a referida
compensação mensal fixa, tomando o valor de 25,55€/mês + (50 kW × 0,656
€/kW/mês) + (50 kW3 × 10€/kW/ano ÷ 12 meses/ano) = 100,02€/mês.
3 Este valor apenas é possível de obter após a realização de várias simulações, já que se trata justamente do valor da potência de ligação da UPAC, obtido pelo software Homer®. Deste modo,
a obtenção deste valor é realizada de forma iterativa, necessitando de ser substituído uma ou
várias vezes até que a potência de ligação convirja no valor ótimo.
4
projetos renováveis
autoconsumo fotovoltaico – exemplo de dimensionamento e estudo económico
Os restantes parâmetros dos restantes separadores da janela que permite
configurar a ligação à rede foram deixados com os respetivos valores padrão,
pelo facto de não disporem de importância no caso de estudo em apreço.
2.4. Inversor
Finalmente, é necessário prever a instalação de um inversor do tipo grid-tie
para proceder à inversão das formas de onda de tensão provenientes do
gerador fotovoltaico e ao respetivo acerto com a amplitude, frequência e
sequência das existentes na rede.
As potências inicialmente testadas correspondem às mesmas que foram
consideradas para o gerador fotovoltaico (entre 5 e 55kW, em intervalos
de 5kW), tendo-se igualmente restringido o espaço de pesquisa a 40, 45 e
50kW, pelos mesmos motivos suprarreferidos.
Conforme referido em 2.3.1, o inversor considerado é da série Tripower
da SMA, estimando-se o respetivo montante de investimento com base no
preço médio do modelo STP 25000TL, o qual é de cerca de 3750€, correspondendo, por sua vez, a cerca de 150€/kW.
Na Figura 5 apresenta-se a introdução dos dados do inversor no software Homer®. Considerou-se o montante de investimento suprarreferido
e os custos de O&M de 2,5€/kW/ano. Segundo as especificações técnicas
apresentadas em [7], a sua eficiência máxima é de cerca de 98,3%, tendo-se considerado neste estudo como sendo de 98%. Os restantes parâmetros foram deixados com os respetivos valores padrão.
Figura 5 Janela de configuração do inversor.
3. Resultados e discussão
Na presente secção apresentam-se os resultados obtidos no processo de
simulação, a determinação da redução da quantidade energia elétrica consumida na instalação e da potência média tomada em horas de ponta,
resultantes da produção de eletricidade por parte do gerador fotovoltaico,
bem como um estudo para avaliação da viabilidade económica da instalação da UPAC na indústria metalomecânica em apreço.
3.1. Potência ótima para o gerador fotovoltaico e inversor a instalar
Após a introdução dos dados relativos aos perfis de carga, recurso solar,
temperaturas médias mensais e dos componentes a testar, o último passo
é o de se proceder à simulação, de modo a se obterem os elementos que
permitam a seleção da solução a propor.
5
No último processo de simulação (após a refinação das hipóteses a analisar), o software Homer® processou 9 combinações4 de entre os equipamentos considerados. Na Figura 6 apresenta-se a configuração do sistema
simulado.
Figura 6 Diagrama do sistema híbrido em teste.
Após a realização da simulação com os componentes e configurações
apresentadas ao longo da seção 2, determinou-se que a potência ótima do
gerador fotovoltaico e inversor a instalar é de 50kW para ambos.
Na Figura 7 apresentam-se, entre outras informações, os resultados mensais
relativos ao abastecimento da carga por parte do sistema fotovoltaico e da rede.
Figura 7 Resultados elétricos mensais e anuais da UPAC proposta para instalação na
indústria metalomecânica.
Através da análise da Figura 7, pode-se verificar que se estima que o gerador fotovoltaico produzirá, no primeiro ano de operação da UPAC, cerca de
75070kWh de eletricidade e que serão adquiridos cerca de 46018kWh de
energia elétrica por ano.
É importante salientar que essa parcela de produção de eletricidade
não corresponde à que irá abastecer a carga, visto se estima que cerca de
16683kWh se perderão pelo facto de o gerador fotovoltaico não gerar
tensões suficientemente elevadas para ativar o(s) inversor(es).
4 Correspondentes ao produto entre as várias quantidades de componentes que se testaram
na última simulação realizada.
projetos renováveis
Deste modo, de entre as quantidades de energia elétrica que se estimam ser geradas no primeiro ano de funcionamento do sistema fotovoltaico, temos que:
• Cerca de 16683kWh corresponderão a eletricidade desperdiçada pelo
motivo suprarreferido;
•C
erca de 57219kWh corresponderão à eletricidade gerada pelo sistema fotovoltaico que pode ser alvo de aproveitamento. Esse valor é
determinado através do produto da diferença entre a quantidade total
de eletricidade produzida pelo sistema fotovoltaico (apresentada no
campo “PV array”) e a quantidade de eletricidade desperdiçada (apresentada no campo “Excess Electricity”) e o rendimento considerado
para o inversor (referido em 2.4), isto é:
Qt_eletricidade_UPAC=(75070–16683)×0,98 <=> Qt_eletricidade_UPAC=57219,27 kWh
•C
erca de 28412kWh serão vendidos à rede nos momentos em que
a potência do gerador fotovoltaico é superior à absorvida pela carga,
conforme se pode verificar no campo “Grid Sales”;
• A eletricidade “autoconsumida” corresponderá a 28807kWh, cujo valor
corresponde à diferença entre a quantidade de eletricidade gerada pelo
sistema fotovoltaico que pode ser alvo de aproveitamento e a quantidade de eletricidade vendida à rede, ou seja 57219 – 28412.
Pode-se igualmente constatar que o custo médio ponderado da eletricidade (Levelized COE) toma o valor de 0,174€/kWh. Este valor dispõe
não só em consideração os encargos com a eletricidade gerada e proveniente da rede, mas também os encargos com potência descritos em
2.3.2. Perante os pressupostos considerados, estima-se ainda que os custos
anuais de O&M são de cerca de 9490€/ano, os quais incluem também os
encargos com a eletricidade adquirida à rede.
Os valores percentuais que se apresentam na Figura 7 não dispõem de um
significado relevante para a análise dos consumos de eletricidade da presente
instalação, sendo referidos à soma da produção total do sistema fotovoltaico
(que inclui a energia desperdiçada) com a quantidade de eletricidade adquirida
à rede pública. Ao longo das restantes subseções serão apresentados todos
os dados relevantes para análise dos consumos de eletricidade da presente
instalação, nos casos em que não se dispõe e se dispõe da presente UPAC.
3.2. Determinação dos consumos energéticos iniciais e respetivos custos
Antes de se iniciar o cálculo das quantidades de eletricidade e potência
passíveis de serem reduzidos através da instalação da presente UPAC é
necessário, em primeiro lugar, estimar os consumos de energia elétrica em
cada mês, as potências tomadas em hora de ponta e os respetivos custos.
Para proceder à sua determinação, verifica-se a necessidade de se
exportarem os dados da solução obtida, de modo a que se possam realizar os cálculos necessários para o efeito. Esse processo pode ser realizado
através da opção “Export” do separador “Hourly data” da janela da solução
selecionada, neste caso já apresentada na Figura 7.
Apesar de a referida opção “Export” apenas permitir proceder à exportação de ficheiros com a extensão “.txt”, esses podem ser abertos através
do Microsoft Excel® e organizados em colunas, de forma a permitir a sua
utilização. Após a realização destes passos, pode-se dar início aos cálculos.
Esse processo iniciou-se com a separação da eletricidade consumida,
por cada período de consumo (super vazio, vazio, cheia e ponta), em cada
uma das horas do ano. Na presença desses valores, é possível somá-los
para cada uma das horas de cada mês e, dessa forma, determinar a energia elétrica consumida em cada período do tarifário. Além desses dados, é
igualmente possível determinar o número de horas de ponta de cada mês.
De seguida, para se estimarem os valores da potência média tomada
em horas de ponta, basta realizar o quociente entre a eletricidade consumida em cada mês e em horas de ponta, pelo número de horas de ponta
desse mês. Na Tabela 2 apresentam-se os resultados dos cálculos descritos.
Consumo mensal de energia ativa em
cada período do tarifário [kWh]
Mês
Janeiro
Super
vazio
Vazio
normal
Cheia
Ponta
Total
217,5
579,7
3 968,5
1 593,3
6 358,9
Potência
tomada
N.º de
em
horas de horas
de
ponta
ponta
[kW]
124
12,85
Fevereiro
183,0
510,9
3 392,1
1 408,8
5 494,8
112
12,58
Março
220,1
600,6
4 082,7
1 638,1
6 541,6
124
13,21
Abril
209,1
576,3
3 871,9
1 463,0
6 120,2
120
12,19
Maio
203,2
569,7
3 994,6
1 443,6
6 211,1
124
11,64
Junho
210,6
591,8
3 938,7
1 502,4
6 243,6
120
12,52
Julho
212,6
595,4
4 001,5
1 462,2
6 271,6
124
11,79
Agosto
220,4
648,1
4 411,1
1 609,0
6 888,6
124
12,98
Setembro
211,5
586,0
3 841,0
1 480,1
6 118,6
120
12,33
Outubro
220,4
586,2
4 113,0
1 502,4
6 422,0
124
12,12
Novembro
193,1
562,8
3 691,4
1 578,5
6 025,8
120
13,15
Dezembro
216,9
607,9
3 707,3
1 596,3
6 128,4
124
12,87
2 518,3
7 015,4
47 013,8 18 277,7 74 825,1
—
—
3,4%
9,4%
—
—
Total
Percentagem
de eletricidade
consumida em
cada período
do tarifário
62,8%
24,4%
100%
Tabela 2 Estimativa da quantidade de energia elétrica consumida mensalmente, em cada
período do tarifário, e da potência tomada em horas de ponta, sem se dispor da UPAC.
Conforme se pode verificar na Tabela 2, estima-se que o consumo mensal de eletricidade da presente indústria metalomecânica oscile entre cerca
de 5500 e 7000kWh mensais. A quantidade total de eletricidade consumida na instalação é de 74825,1kWh, correspondendo ao valor apresentado no campo “AC Primary Load” da Figura 7.
Dispondo dos valores apresentados na Tabela 2 e das tarifas apresentadas em
[4] e na Figura 4, através do produto de cada um dos termos pelos respetivos
custos, determinaram-se os encargos totais com a energia ativa e com a potência tomada em horas de ponta, cujos resultados se apresentam na Tabela 3.
Encargos com a energia ativa
Mês
Encargos
com a
potência
tomada
em horas
de ponta
Soma dos
encargos
mensais
considerados
no presente
estudo
1 106,86 €
Super
vazio
Vazio
normal
Cheia
Ponta
Janeiro
16,86 €
51,18 €
502,01 €
343,50 €
193,31 €
Fevereiro
14,19 €
45,11 €
429,10 €
303,73 €
189,24 €
981,37 €
Março
17,06 €
53,03 €
516,46 €
353,18 €
198,76 €
1 138,49 €
Abril
16,20 €
50,89 €
489,80 €
315,41 €
183,42 €
1 055,72 €
Maio
15,75 €
50,30 €
505,31 €
311,24 €
175,15 €
1 057,76 €
Junho
16,32 €
52,26 €
498,25 €
323,92 €
188,37 €
1 079,12 €
Julho
16,47 €
52,57 €
506,19 €
315,25 €
177,41 €
1 067,89 €
Agosto
17,08 €
57,22 €
558,01 €
346,91 €
195,22 €
1 174,44 €
Setembro
16,39 €
51,75 €
485,88 €
319,10 €
185,56 €
1 058,68 €
Outubro
17,08 €
51,76 €
520,29 €
323,92 €
182,29 €
1 095,35 €
Novembro
14,96 €
49,70 €
466,97 €
340,31 €
197,90 €
1 069,84 €
Dezembro
16,81 €
53,68 €
468,97 €
344,17 €
193,68 €
1 077,30 €
Anual
195,17 €
619,46 €
2 260,32 €
12 962,84 €
5 947,24 € 3 940,66 €
Tabela 3 Estimativa dos encargos de energia e de potência com a eletricidade consumida
na instalação, sem se dispor da UPAC.
6
projetos renováveis
autoconsumo fotovoltaico – exemplo de dimensionamento e estudo económico
Para o presente estudo, os restantes termos da fatura de eletricidade
não serão considerados. A razão para esta opção deve-se ao facto de
os itens que não são considerados, teoricamente, se manterem inalterados antes e depois da instalação da UPAC.
Dessa forma, para a realização deste estudo serão apenas necessários
os termos que se apresentam na Tabela 3, pelo facto de serem os estritamente necessários para a determinação da redução dos encargos com
energia consumida em todos os períodos do tarifário e com a potência
tomada em horas de ponta.
3.3. Determinação das quantidades de eletricidade comprada, vendida
e produzida para autoconsumo
Para se proceder à estimativa dos montantes de poupança obtidos pela
instalação de uma UPAC é necessário, em primeiro lugar, conhecerem-se as quantidades de eletricidade produzida para autoconsumo, bem
como das quantidades adquiridas e vendidas à rede.
O software Homer ® determina automaticamente esses valores, aos
quais se pode aceder através do separador “Grid” da janela da solução
que se pretende implementar, tal como se pode verificar na Figura 8.
Pela análise da Figura 8, verifica-se que apenas é possível visualizar os
valores da eletricidade adquirida e comprada à rede, separadamente, para
cada período do tarifário. Por esse motivo, elaborou-se a Tabela 4, na qual
se apresentam os referidos valores para todos os períodos do tarifário.
Além desses valores, também se incluíram na 10.ª e 11.ª colunas, respetivamente, o somatório da eletricidade consumida e vendida à rede
em todos os períodos do tarifário – cujos valores totais se podem verificar que correspondem, respetivamente, aos apresentados nos campos
“Grid purchases” e “Grid sales” da Figura 7. Neste sistema, estima-se que
as quantidades de eletricidade vendidas à rede variam entre 812kWh no
mês de dezembro e 4202kWh no mês de julho, correspondendo, numa
base anual, a cerca de 62% da eletricidade comprada.
Na 12.ª coluna da Tabela 4, apresentam-se as quantidades de eletricidade
geradas pela UPAC e que efetivamente irão proceder ao abastecimento
Figura 8 Resultados referentes à energia elétrica adquirida e vendida à rede, no período
horário de vazio, para cada mês do primeiro ano de operação da UPAC proposta para a indústria metalomecânica.
Super vazio
Vazio normal
Cheia
Ponta
Total
Mês
Adquirida Fornecida Adquirida Fornecida Adquirida Fornecida Adquirida Fornecida Adquirida Fornecida
à rede
à rede
à rede
à rede
à rede
à rede
à rede
à rede
à rede
à rede
Quantidade total de eletricidade
gerada pela UPAC [kWh]
Quantidades de energia elétrica consumida e fornecida à rede em cada período do tarifário [kWh]
Eletricidade Autoconsumida
[kWh]
da carga. Comparando o respetivo valor total com o apresentado em 3.1,
pode-se verificar que o respetivo valor corresponde ao lá referido para a
eletricidade autoconsumida na presente instalação.
Neste caso, os respetivos valores mensais foram determinados através
da diferença (subtração), para cada mês, do consumo mensal total apresentado na 6.ª coluna da Tabela 2, pela eletricidade adquirida à rede que se
apresenta na 10.ª coluna da Tabela 4. Na presença destes dados apresenta-se, no gráfico da Figura 9, a repartição da eletricidade gerada pela UPAC
e comprada à rede para abastecimento da carga.
Peso relativo
Potência
da eletricidade
média
autoconsumida, tomada
em
à rede
percentagem do
em
consumo total horas de
de eletricidade
ponta
na instalação
[kW]
Janeiro
217,5
0,0
580,0
0,0
3 101,0
841,0
1 338,0
127,0
5 236,5
968,0
1 122,4
2 090,37
17,7%
Fevereiro
183,0
0,0
511,0
0,0
2 104,0
1 342,0
1 104,0
191,0
3 902,0
1 533,0
1 592,8
3 125,81
29,0%
10,79
9,86
Março
220,0
0,0
584,0
7,0
2 185,0
1 972,0
1 058,0
409,0
4 047,0
2 388,0
2 494,6
4 882,56
38,1%
8,53
Abril
209,0
0,0
441,0
68,0
2 371,0
1 404,0
354,0
1 223,0
3 375,0
2 695,0
2 745,2
5 440,25
44,9%
2,95
Maio
202,0
1,0
265,0
220,0
2 230,0
1 855,0
268,0
1 465,0
2 965,0
3 541,0
3 246,1
6 787,06
52,3%
2,16
Junho
211,0
0,0
263,0
250,0
1 980,0
1 969,0
353,0
1 554,0
2 807,0
3 773,0
3 436,6
7 209,59
55,0%
2,94
Julho
213,0
0,0
245,0
195,0
1 751,0
2 265,0
187,0
1 742,0
2 396,0
4 202,0
3 875,6
8 077,61
61,8%
1,51
Agosto
220,0
0,0
454,0
82,0
2 377,0
1 740,0
339,0
1 393,0
3 390,0
3 215,0
3 498,6
6 713,58
50,8%
2,73
Setembro
212,0
0,0
511,0
27,0
2 406,0
1 343,0
415,0
1 174,0
3 544,0
2 544,0
2 574,6
5 118,60
42,1%
3,46
Outubro
220,0
0,0
576,0
8,0
3 103,0
775,0
536,0
827,0
4 435,0
1 610,0
1 987,0
3 596,99
30,9%
4,32
Novembro
193,0
0,0
554,0
1,0
2 770,0
929,0
1 313,0
202,0
4 830,0
1 132,0
1 195,8
2 327,79
19,8%
10,94
Dezembro
217,0
0,0
608,0
0,0
2 906,0
698,0
1 360,0
114,0
5 091,0
812,0
1 037,4
1 849,36
16,9%
10,97
Anual
2 517,5
1,0
5 592,0
858,0
29 284,0
17 133,0
8 625,0
10 421,0
46 018,5
28 413,0
28 806,6
57 219,57
38,5%
5,93
Tabela 4 Estimativas das quantidades de energia elétrica consumida e fornecida à rede em cada período do tarifário, gerada para autoconsumo e respetivo peso relativo para abastecimento
da carga, e da potência tomada à rede em horas de ponta, em cada mês do primeiro ano de operação da UPAC.
7
projetos renováveis
Figura 9 Energia elétrica mensalmente consumida na instalação e frações relativas asseguradas pela UPAC e por eletricidade adquirida à rede.
Na 13.ª coluna da Tabela 4 apresenta-se a quantidade total de energia
elétrica gerada pela UPAC, a qual corresponde à soma entre a eletricidade
vendida à rede e a eletricidade autoconsumida na instalação. No gráfico da
Figura 10, apresenta-se a comparação entre as estimativas das quantidades totais de eletricidade gerada pela UPAC e consumida pela instalação –
a qual já havia sido apresentada na coluna 6 da Tabela 2.
Figura 10 Peso relativo da eletricidade autoconsumida em percentagem do consumo total
de eletricidade na instalação.
Conforme se pode verificar no gráfico da Figura 10, apenas entre maio
e julho é que a produção ultrapassa o consumo, sendo que, em termos
anuais, a produção global (para autoconsumo e venda à rede) corresponde
a cerca de 76% do consumo total da presente instalação.
Desta forma, este sistema não só cumpre o disposto nas alíneas b) e c)
do ponto 1 do artigo 5.º do Decreto-Lei n.º 153/2014, de 25 de outubro
– que referem, respetivamente, que a potência de ligação da UPAC não
pode ser superior à potência contratada e que a potência instalada não
pode exceder o dobro da mesma, mas também o disposto na alínea e) do
artigo 8.º, no qual é requerido que o dimensionamento da UPAC deve ser
realizado de forma a garantir a aproximação, sempre que possível (e cuja
impossibilidade se verificou neste caso), da eletricidade produzida com a
quantidade de energia elétrica consumida na instalação de utilização.
Na 14.ª coluna da Tabela 4 apresenta-se o peso relativo da eletricidade
autoconsumida, em percentagem do consumo total de eletricidade na instalação, a qual varia entre 16,9% em dezembro e 61,8% em julho, dispondo-se de uma média anual de 38,3%. A respetiva evolução acompanha,
naturalmente, a variação sazonal da disponibilidade do recurso solar (já
apresentada na Figura 2), tal como se pode verificar no gráfico da Figura 11.
Figura 11 Peso relativo da eletricidade autoconsumida em percentagem do consumo total
de eletricidade na instalação.
A instalação de uma UPAC em estabelecimentos comerciais, de serviços ou industriais sujeitos a tarifários de Baixa Tensão Especial, Média, Alta
ou Muito Alta Tensão, tal como suprarreferido, dispõe da utilidade de não
só permitir a redução dos consumos energéticos, mas também da potência
tomada em horas de ponta. No gráfico da Figura 12 apresenta-se a comparação entre as potências médias tomadas em horas de ponta, estimadas para os casos em que não se dispõe e se dispõe da presente UPAC.
Figura 12 Comparação entre a potência tomada à rede em horas de ponta, com e
sem a UPAC.
3.4. Determinação dos custos de eletricidade com a instalação da UPAC
Após o conhecimento das quantidades de energia elétrica adquirida e fornecida à rede em cada período do tarifário, da eletricidade autoconsumida
e das tarifas apresentadas em [4] e na Figura 4, procedeu-se à estimativa
dos custos mensais com os termos da fatura de eletricidade considerados
neste estudo (referidos em 3.2), e os termos adicionais requeridos pelo
disposto no Decreto-Lei n.º 153/2014, após a instalação da UPAC na indústria metalomecânica em apreço.
Na Tabela 5 apresentam-se os respetivos resultados, sendo que entre as
colunas 2 e 9 se expõem os resultados relativos aos encargos com a eletricidade adquirida e os proveitos com a energia elétrica vendida à rede em
cada período do tarifário. Esses resultados foram obtidos, para cada mês,
através do produto entre os valores apresentados nas mesmas colunas da
Tabela 4 e respetivos custos unitários apresentados em [4] e na Figura 4.
A determinação dos encargos com a potência tomada em horas de ponta,
cujos resultados se apresentam na coluna 11, foi realizada de forma análoga à anteriormente descrita.
Na 12.ª coluna da Tabela 5 apresenta-se o termo já referido em 2.3.2
relativo à compensação dos CIEG o qual, segundo referido em [6], toma
8
projetos renováveis
Mês
Janeiro
Super vazio
Vazio Normal
Cheia
Ponta
Adquirida
à rede
Fornecida
à rede
Adquirida
à rede
Fornecida
à rede
Adquirida
à rede
Fornecida
à rede
Adquirida
à rede
Fornecida
à rede
16,86 €
0€
51,21 €
0€
392,28 €
33,64 €
288,47 €
5,08 €
Encargos
totais com a
eletricidade
adquirida à
rede
Encargos
com a
potência
média
tomada à
rede em
horas de
ponta
Seguro de responsabilidade
civil
Encargos com a eletricidade consumida na instalação e proveitos com a energia elétrica produzida pela UPAC e vendida à
rede, em cada um dos períodos do tarifário
Compensação
CIEG
autoconsumo fotovoltaico – exemplo de dimensionamento e estudo económico
Soma dos
encargos
mensais
considerados
no presente
estudo
748,82 €
162,34 €
41,67 €
12,50 €
965,33 €
Fevereiro
14,19 €
0€
45,12 €
0€
266,16 €
53,68 €
238,02 €
7,64 €
563,49 €
148,30 €
41,67 €
12,50 €
765,95 €
Março
17,06 €
0€
51,57 €
0,28 €
276,40 €
78,88 €
228,10 €
16,36 €
573,13 €
128,37 €
41,67 €
12,50 €
755,67 €
Abril
16,20 €
0€
38,94 €
2,72 €
299,93 €
56,16 €
76,32 €
48,92 €
431,40 €
44,38 €
41,67 €
12,50 €
529,95 €
Maio
15,75 €
0,04 €
23,40 €
8,80 €
282,10 €
74,20 €
57,78 €
58,60 €
379,02 €
32,52 €
41,67 €
12,50 €
465,71 €
Junho
16,32 €
0€
23,22 €
10,00 €
250,47 €
78,76 €
76,11 €
62,16 €
366,12 €
44,26 €
41,67 €
12,50 €
464,54 €
Julho
16,47 €
0€
21,63 €
7,80 €
221,50 €
90,60 €
40,32 €
69,68 €
299,93 €
22,69 €
41,67 €
12,50 €
376,78 €
Agosto
17,08 €
0€
40,09 €
3,28 €
300,69 €
69,60 €
73,09 €
55,72 €
430,95 €
41,13 €
41,67 €
12,50 €
526,24 €
Setembro
16,39 €
0€
45,12 €
1,08 €
304,36 €
53,72 €
89,47 €
46,96 €
455,35 €
52,03 €
41,67 €
12,50 €
561,55 €
Outubro
17,08 €
0€
50,86 €
0,32 €
392,53 €
31,00 €
115,56 €
33,08 €
576,03 €
65,03 €
41,67 €
12,50 €
695,23 €
Novembro
14,96 €
0€
48,92 €
0,04 €
350,41 €
37,16 €
283,08 €
8,08 €
697,37 €
164,62 €
41,67 €
12,50 €
916,15 €
Dezembro
16,81 €
0€
53,69 €
0€
367,61 €
27,92 €
293,22 €
4,56 €
731,32 €
165,01 €
41,67 €
12,50 €
950,49 €
Anual
195,17 €
0,04 €
493,77 €
34,32 €
3 704,43 €
685,32 €
1 859,55 €
416,84 €
6 252,92 €
1 070,68 €
500 €
150 €
7 973,59 €
Tabela 5 Estimativa dos encargos mensais de eletricidade na instalação, durante o primeiro ano de funcionamento da UPAC.
o valor 10€/kW de ligação/ano. Como se verificou que a potência ótima
de ligação é de 50kW, esse termo toma o valor de 500€/ano, correspondendo a 41,67€/mês.
Segundo o disposto na alínea h) do artigo 8.º do Decreto-Lei n.º
153/2014, constitui um dever do produtor o de celebrar um seguro de
responsabilidade civil para a reparação de danos corporais ou materiais
causados a terceiros em resultado do exercício das atividades de produção de eletricidade. Para tal, considerou-se um montante de 150€ por ano,
correspondente a 12,5€/mês, apresentando-se o mesmo na 13.ª coluna
da Tabela 5.
Por fim, na 14.ª coluna da Tabela 5, apresentam-se os custos totais dos
termos considerados no presente estudo, para cada mês e no final do primeiro ano de funcionamento da UPAC, os quais são determinados através
da soma dos valores apresentados nas colunas 10 a 13.
3.5. Determinação dos montantes de poupança na fatura de eletricidade
possibilitados pela instalação da UPAC
Após a determinação dos encargos com os termos da fatura da eletricidade considerados no presente estudo (referidos em 3.2) nos casos em
que não se dispõe da UPAC – apresentados na Tabela 3, bem como dos
encargos que se estimam vir a dispor após a instalação da UPAC na presente indústria metalomecânica – apresentados na Tabela 5, apresentam-se
na Tabela 6 os montantes de poupança mensais do primeiro ano de operação da UPAC, possibilitados pela instalação da mesma.
Analisando a Tabela 6, pode-se verificar que os valores apresentados
nas colunas 2 e 3 correspondem, respetivamente, aos já apresentados na
coluna 7 da Tabela 3 e na coluna 17 da Tabela 5. Subtraindo esses valores
para cada um dos meses, é possível determinar o montante de poupança
com a eletricidade adquirida à rede para cada um dos meses do primeiro
ano de operação da UPAC.
Esses montantes de poupança contemplam o decréscimo dos custos
com a energia elétrica consumida e com a potência tomada em horas de
ponta, apresentando-se na 4.ª coluna da Tabela 6 os respetivos resultados.
9
Apresenta-se ainda, no gráfico da Figura 13, a comparação entre os custos
com os termos da fatura de eletricidade considerados no presente estudo,
para os casos em que a indústria metalomecânica em apreço não dispõe
da UPAC e para o caso em que dispõe da mesma.
Mês
Janeiro
Encargos com a energia
ativa consumida e com a
potência tomada em horas
de ponta
Montante de
poupança com
a eletricidade
adquirida à
rede
Rendimento
obtido com
a venda de
eletricidade
excedentária
Montantes mensais
de poupança
na fatura de
eletricidade
possibilitados pela
instalação da UPAC
durante o primeiro
ano de operação
Sem UPAC
Com UPAC
1 106,86 €
965,33 €
141,54 €
38,72 €
180,26 €
Fevereiro
981,37 €
765,95 €
215,42 €
61,32 €
276,74 €
Março
1 138,49 €
755,67 €
382,83 €
95,52 €
478,35 €
Abril
1 055,72 €
529,95 €
525,77 €
107,80 €
633,57 €
Maio
1 057,76 €
465,71 €
592,05 €
141,64 €
733,69 €
Junho
1 079,12 €
464,54 €
614,58 €
150,92 €
765,50 €
Julho
1 067,89 €
376,78 €
691,11 €
168,08 €
859,19 €
Agosto
1 174,44 €
526,24 €
648,20 €
128,60 €
776,80 €
Setembro
1 058,68 €
561,55 €
497,14 €
101,76 €
598,90 €
Outubro
1 095,35 €
695,23 €
400,12 €
64,40 €
464,52 €
Novembro
1 069,84 €
916,15 €
153,69 €
45,28 €
198,97 €
Dezembro
1 077,30 €
950,49 €
126,81 €
32,48 €
159,29 €
Anual
12 962,84 €
7 973,59 €
4 989,25 €
1 136,52 €
6 125,77 €
Tabela 6 Montantes mensais de poupança na fatura de eletricidade possibilitados pela
instalação da UPAC.
projetos renováveis
3.6. Determinação dos montantes de poupança com a UPAC ao longo
da vida útil dos equipamentos
Ao longo dos anos, o sistema fotovoltaico proposto para a presente unidade industrial vai sendo alvo de uma degradação que resulta num decréscimo da eletricidade gerada. Segundo o referido no catálogo de fabricante
dos módulos fotovoltaicos [3], estima-se que a referida degradação tome
um valor máximo de 0,667% por ano.
Considerando que além do gerador fotovoltaico, também o inversor,
condutores e outros componentes do sistema serão alvo de degradação
ao longo dos anos, assumiu-se que, em termos globais, esse valor será de
0,8% por ano.
A referida degradação terá como consequência a diminuição progressiva da quantidade energia elétrica autoconsumida e vendida à rede e no
aumento da quantidade de eletricidade adquirida à rede ao longo dos anos,
conforme se pode verificar nas colunas 3 a 10 da Tabela 7. Os custos e
proveitos associados à energia elétrica adquirida e vendida à rede, respetivamente, aumentam e diminuem ao longo dos anos, tal como se pode verificar nas colunas 15 e 17 da Tabela 7.
Quantidades de energia elétrica consumida e fornecida
Potência
à rede em cada período do tarifário [kWh]
Degradação
média
média
tomada à
anual da
Super vazio
Vazio normal
Cheia
Ponta
Ano
rede em
produção de
horas de
eletricidade
ponta
da UPAC Adquirida Fornecida Adquirida Fornecida Adquirida Fornecida Adquirida Fornecida
[kW]
à rede
à rede
à rede
à rede
à rede
à rede
à rede
à rede
Seguro de
responsabilidade civil
Na coluna 5 da Tabela 6 apresentam-se as estimativas dos rendimentos
mensais obtidos com a eletricidade produzida pela UPAC, nos momentos
em que a potência gerada pela mesma é superior à carga absorvida pela
instalação. Esses resultados foram determinados, para cada mês, através da
soma dos termos apresentados nas colunas 3, 5, 7 e 9 da Tabela 5.
Por fim, determinou-se a poupança na fatura de eletricidade do primeiro ano de operação da UPAC, cujos valores são obtidos através da
soma entre os montantes de poupança com a eletricidade adquirida à rede
(apresentados na coluna 4) e os rendimentos obtidos com a venda de eletricidade excedentária (apresentados coluna 5).
Os referidos montantes de poupança são apresentados na coluna 6 da
Tabela 6, onde se pode verificar que se estima que variem entre 159,29€
no mês de dezembro e 859,19€ no mês de julho, e que correspondem a
um montante global de 6125,77€ no primeiro ano de operação da UPAC.
No gráfico da Figura 14, apresentam-se as frações relativas de cada uma
das parcelas que resultam nas poupanças obtidas no primeiro ano de operação da UPAC proposta para a indústria metalomecânica em apreço.
Figura 14 Frações relativas dos montantes de poupança na fatura energética possibilitados
pela redução de eletricidade adquirida à rede e pela venda da energia elétrica excedentária.
Compensação
CIEG
Figura 13 Comparação entre as dos encargos mensais considerados no presente estudo,
para os casos em que a instalação não dispõe da UPAC e em que dispõe da mesma, durante
o seu primeiro ano de funcionamento.
Encargos com a energia
ativa consumida e com a
potência tomada em horas
de ponta
Sem UPAC
Com UPAC
Montante
de poupança
com a
eletricidade
adquirida à
rede
Rendimento
anual obtido
com a venda
de
eletricidade
excedentária
Montantes de
poupança anual
na fatura de
eletricidade
possibilitados
pela instalação
da UPAC
1
0,8%
2 518,28
1
5 592,00
858,00
29 284,00 17 133,00
8 625,00
10 421,00
5,93
500 €
150 €
12 962,84 €
7 973,59 €
4 989,25 €
1 136,52 €
6 125,77 €
2
0,8%
2 538,42
0
5 636,74
851,14
29 518,27 16 995,94
8 694,00
10 337,63
5,98
500 €
150 €
12 962,84 €
8 032,18 €
4 930,66 €
1 127,39 €
6 058,05 €
3
0,8%
2 558,73
0
5 681,83
844,33
29 754,42 16 859,97
8 763,55
10 254,93
6,03
500 €
150 €
12 962,84 €
8 091,24 €
4 871,61 €
1 118,37 €
5 989,97 €
4
0,8%
2 579,20
0
5 727,28
837,57
29 992,45 16 725,09
8 833,66
10 172,89
6,07
500 €
150 €
12 962,84 €
8 150,77 €
4 812,08 €
1 109,42 €
5 921,50 €
5 852,62 €
5
0,8%
2 599,83
0
5 773,10
830,87
30 232,39 16 591,29
8 904,33
10 091,51
6,12
500 €
150 €
12 962,84 €
8 210,77 €
4 752,07 €
1 100,55 €
6
0,8%
2 620,63
0
5 819,29
824,22
30 474,25 16 458,56
8 975,56
10 010,78
6,17
500 €
150 €
12 962,84 €
8 271,26 €
4 691,58 €
1 091,74 €
5 783,33 €
7
0,8%
2 641,60
0
5 865,84
817,63
30 718,05 16 326,89
9 047,37
9 930,69
6,22
500 €
150 €
12 962,84 €
8 332,23 €
4 630,61 €
1 083,01 €
5 713,62 €
8
0,8%
2 662,73
0
5 912,77
811,09
30 963,79 16 196,27
9 119,75
9 851,24
6,27
500 €
150 €
12 962,84 €
8 393,69 €
4 569,16 €
1 074,34 €
5 643,50 €
9
0,8%
2 684,03
0
5 960,07
804,60
31 211,50 16 066,70
9 192,71
9 772,43
6,32
500 €
150 €
12 962,84 €
8 455,64 €
4 507,21 €
1 065,75 €
5 572,96 €
10
0,8%
2 705,50
0
6 007,75
798,16
31 461,19 15 938,17
9 266,25
9 694,26
6,37
0€
150 €
12 962,84 €
8 018,08 €
4 944,76 €
1 057,22 €
6 001,98 €
11
0,8%
2 727,15
0
6 055,81
791,78
31 712,88 15 810,66
9 340,38
9 616,70
6,42
0€
150 €
12 962,84 €
8 081,03 €
4 881,82 €
0€
4 881,82 €
12
0,8%
2 748,96
0
6 104,26
785,44
31 966,59 15 684,18
9 415,10
9 539,77
6,47
0€
150 €
12 962,84 €
8 144,48 €
4 818,37 €
0€
4 818,37 €
13
0,8%
2 770,96
0
6 153,09
779,16
32 222,32 15 558,71
9 490,42
9 463,45
6,53
0€
150 €
12 962,84 €
8 208,43 €
4 754,41 €
0€
4 754,41 €
14
0,8%
2 793,12
0
6 202,32
772,93
32 480,10 15 434,24
9 566,34
9 387,74
6,58
0€
150 €
12 962,84 €
8 272,90 €
4 689,94 €
0€
4 689,94 €
15
0,8%
2 815,47
0
6 251,94
766,74
32 739,94 15 310,76
9 642,88
9 312,64
6,63
0€
150 €
12 962,84 €
8 337,88 €
4 624,96 €
0€
4 624,96 €
Tabela 7 Estimativa dos montantes anuais de poupança na fatura de eletricidade durante os 15 anos de funcionamento da UPAC.
10
projetos renováveis
autoconsumo fotovoltaico – exemplo de dimensionamento e estudo económico
A potência tomada em horas de ponta é igualmente alvo de redução, verificando-se o aumento do respetivo valor médio (proveniente
da rede), ao longo da vida útil considerada para os equipamentos, na
coluna 11 da Tabela 7.
Na coluna 14, apresentam-se os custos anuais que a instalação disporia sem a UPAC. Os montantes foram considerados constantes, durante
os 15 anos previstos a vida útil dos equipamentos, devido ao facto de se
prever que a evolução na quantidade de equipamentos a operar na presente unidade industrial e dos respetivos encargos com a energia serão
acompanhados de medidas de eficiência energética que irão resultar na
diminuição dos consumos.
Nos termos do artigo 25º do Decreto-Lei n.º 153/2014, o pagamento
de uma prestação mensal fixa dos CIEG é apenas aplicável aos primeiros
10 anos de funcionamento do sistema, apresentando-se essa consideração na coluna 12 da Tabela 7.
Por outro lado, nos termos do ponto 3 do artigo 23.º do mesmo regulamento, o contrato de compra e venda de eletricidade disporá de um
prazo máximo de 10 anos, renováveis por períodos de 5 anos. Se a renovação do contrato de aquisição de energia elétrica ao fim de 10 anos não
se afigura como um grande obstáculo, a renovação do contrato de venda
pode não ser garantida. Deste modo, no presente estudo não se considerou a venda da eletricidade excedentária da UPAC após o término
do contrato inicial, tal como se pode verificar na coluna 17 da Tabela 7.
Nestes termos, apresenta-se na coluna 18 da Tabela 7, a estimativa dos
montantes anuais de poupança na fatura de eletricidade durante os 15
anos de funcionamento da UPAC.
3.7. Estudo de viabilidade económica da instalação da UPAC
na presente indústria metalomecânica
Após a determinação dos montantes anuais de poupança obtidos com a
instalação da UPAC na presente unidade industrial, o último passo deste
estudo é o de analisar a viabilidade económica da mesma. Para o efeito,
utilizaram-se os mesmos modelos matemáticos que se apresentaram na
secção 3.4 do artigo publicado na edição 19 da presente revista.
Montante de
investimento
inicial
considerado
[€]
52 600 €
45 080 €
Percentagem
de financiamento sobre
o investimento inicial
Resultados dos indicadores
de investimento para uma taxa de atualização dos
cash-flows de 5%
VAL
[€]
TIR
[%]
módulo = 37600€), com os custos com 2 inversores Sunny Tripower STP 25000TL (50kW × 150€/kW = 7500€) e com
os restantes equipamentos (contadores de eletricidade, quadros e canalizações elétricas), mão-de-obra e despesas de licenciamento – para os quais se considerou um custo de 7500€.
Devido ao facto de se ter utilizado como base um preço unitário de revenda dos módulos fotovoltaicos e respetiva estrutura de
fixação, considerou-se ainda um desconto de 20% sobre o respetivo valor, devido à quantidade necessária para o presente aproveitamento (200 módulos), cujo pressuposto resulta no segundo
montante considerado para o investimento;
• Fundos de apoio à realização do investimento de 0%, 20%, 30%,
40%, 50% e 60%: Prevê-se a suscetibilidade de obterem fundos para
apoio a investimentos em energias renováveis, para abastecimento
de parte das cargas de instalações industriais, com especial interesse
devido aos benefícios ambientais obtidos;
• Custos anuais de O&M de 350€/ano: Correspondendo à soma
dos encargos anuais de manutenção do gerador fotovoltaico e
respetiva estrutura de fixação (50kW ÷ 0,25kW/módulo × 1€/
módulo = 200€/ano), com encargos anuais de O&M dos inversores (50kW × 2,5€/kW = 125€/ano) e com os custos de O&M dos
restantes equipamentos, os quais se consideraram como sendo de
25€/ano;
• Taxas de atualização dos Cash-Flows de 5%, 7,5% e 10%: Considerando previsões mais e menos otimistas, sendo que o termo de
10% é baseado no valor referenciado de cost of equity para indústria
europeia de biotecnologia, o qual se apresenta 5 em [8];
• Taxa de imposto sobre os lucros gerados de 23%: A taxa marginal
de Imposto sobre o Rendimento das Pessoas Coletivas (IRC) atualmente vigente para Portugal Continental6 é de 23%, segundo o disposto no artigo 87.º da Lei n.º 2/2014, de 16 de janeiro;
• Horizonte do projeto de 15 anos: Estabeleceu-se um único cenário, por questões de simplificação, julgando-se ser um prazo razoável para o tipo de investimento em causa.
Resultados dos indicadores
de investimento para uma taxa de atualização
dos cash-flows de 7,5%
Payback
[ano]
VAL
[€]
TIR
[%]
Resultados dos indicadores
de investimento para uma taxa de atualização
dos cash-flows de 10%
Payback
[ano]
VAL
[€]
TIR
[%]
Payback
[ano]
Sem apoio
-2299,79 €
4,32%
>15
-9515,24 €
4,32%
>15
-15 230,62 €
4,32%
>15
Apoio de 20%
6545,90 €
7,33%
11,78
-419,11 €
7,33%
>15
-5937,53 €
7,33%
>15
Apoio de 30%
10 968,75 €
9,35%
9,85
4128,95 €
9,35%
12,09
-1290,99 €
9,35%
>15
Apoio de 40%
15 391,59 €
11,92%
8,27
8677,02 €
11,92%
9,55
3355,56 €
11,92%
11,74
Apoio de 50%
19 814,44 €
15,33%
6,72
13 225,08 €
15,33%
7,54
8002,10 €
15,33%
8,68
Apoio de 60%
24 237,29 €
20,17%
5,24
17 773,14 €
20,17%
5,73
12 648,65 €
20,17%
6,34
Sem apoio
4023,37 €
6,36%
12,97
-3013,06 €
6,36%
>15
-8587,65 €
6,36%
>15
Apoio de 20%
11 604,43 €
9,68%
9,63
4782,63 €
9,68%
11,69
-623,16 €
9,68%
>15
Apoio de 30%
15 394,96 €
11,92%
8,27
8680,48 €
11,92%
9,55
3359,09 €
11,92%
11,74
Apoio de 40%
19 185,49 €
14,77%
6,93
12 578,32 €
14,77%
7,81
7341,34 €
14,77%
9,04
Apoio de 50%
22 976,02 €
18,59%
5,66
16 476,17 €
18,59%
6,23
11 323,59 €
18,59%
6,95
Apoio de 60%
26 766,55 €
24,05%
4,44
20 374,01 €
24,05%
4,78
15 305,83 €
24,05%
5,19
Tabela 8 Resultados dos indicadores económicos dos vários cenários considerados.
Os pressupostos considerados para o presente estudo são:
• Montantes de investimento inicial de 52600€ e 45080€: Em que
o primeiro montante corresponde à soma entre o custo do gerador fotovoltaico e estrutura de fixação dos módulos à cobertura metálica da instalação (50kW ÷ 0,25kW/módulo × 188€/
11
5 A taxa referenciada é de 9,25%, tendo-se optado por arredondar para 10%, de modo a originar resultados um pouco mais desfavoráveis.
6 Ao longo do horizonte do projeto optou-se, por questões de simplificação dos cálculos, por
manter esta taxa constante. Todavia, é expectável que durante os próximos 15 anos esta venha
a sofrer uma redução. Não foram considerados benefícios fiscais/reduções à matéria coletável,
assim como ao cálculo da derrama.
projetos renováveis
Nestes termos, foram considerados 36 cenários de teste para o
estudo económico, os quais correspondem ao produto entre os 2 montantes de investimento considerados, pelos 6 cenários de financiamento
para apoio ao investimento na UPAC e as 3 taxas consideradas para
atualização dos Cash-Flows.
Para cada um dos cenários considerados, os resultados dos indicadores de investimento são os apresentados na Tabela 8.
Conforme se pode verificar pela análise da Tabela 8, o único cenário
em que se verifica a viabilidade económica da UPAC sem se recorrerem
a fundos de apoio é no caso em que o montante de investimento inicial é
de 45080€ e se dispõe de uma taxa de atualização dos cash-flows de 5%.
No cenário mais desfavorável, em que se considerou o valor de 10%
para a taxa de atualização dos cash-flows, apenas se verifica a viabilidade
económica do investimento, para o período de vida útil considerado, com
a obtenção de subvenções a fundo perdido superiores a, respetivamente,
30% e 40% para os montantes de investimento de 45080€ e 52600€.
4. Conclusões
Os elevados custos de investimento com os sistemas fotovoltaicos têm
sido acompanhados, em vários países, pela atribuição de tarifas bonificadas
para a remuneração da energia elétrica vendida à rede. Com o decréscimo
dos custos dos módulos fotovoltaicos e dos equipamentos necessários de
empregar nesse tipo de aproveitamentos, as referidas remunerações (que
dispunham o principal objetivo de rentabilizar os respetivos investimentos
iniciais) têm vindo a igualmente sofrer reduções graduais.
A eletricidade gerada pelas UPAC possibilita não só o abastecimento
das cargas da instalação elétrica a que a mesma se encontra associada,
mas também a venda à RESP da energia elétrica que é gerada nos
momentos em que a potência gerada é superior à da carga absorvida
pela instalação.
No entanto, segundo o disposto no Decreto-Lei n.º 153/2014, a remuneração da eletricidade vendida à rede é realizada a um valor que corresponde a 90% do montante médio mensal a que energia elétrica foi
transacionada no mês anterior no mercado grossista da OMIE.
Esses valores dispõem de variações entre meses e anos consecutivos,
mas é expetável que os seus resultados sejam baixos, daí a consideração
de 0,04€/kWh para o presente estudo. Desse modo, verificou-se que
sobredimensionamento das UPAC não resulta num acréscimo de produção de energia elétrica, relativamente à eletricidade absorvida pela
UPAC, que disponha de um benefício económico relevante.
O regime das UPAC é mais adequado para as instalações que dispõem
de maiores consumos durante o período diurno, designadamente dos
setores terciário e industrial. Para que as UPAC sejam viáveis no setor
doméstico – que tipicamente dispõem de consumos mais elevados ao
final da tarde e início da noite, é necessária a utilização de estratégias de
deslocamento de cargas para os períodos em que se dispõe de maior
radiação solar. A utilização de sistemas de armazenamento de eletricidade (bancos de baterias de acumuladores), para que a energia elétrica
gerada durante o dia possa ser utilizada nos períodos em que se verifica
maior consumo, é outra das alternativas a considerar.
O conhecimento detalhado do diagrama de cargas da instalação onde
se pretende instalar a UPAC é fundamental para o seu correto dimensionamento. Os dados obtidos pelos sistemas de telecontagem de tarifários
de Baixa Tensão Especial, Média, Alta ou Muito Alta Tensão são valiosas
fontes de informação, particularmente em instalações onde não existem
sistemas próprios de medição/gestão de consumos.
O processo de dimensionamento de sistemas renováveis no âmbito
das UPAC apresenta diferenças apreciáveis relativamente ao procedimento realizado para os sistemas de micro e minigeração – recentemente
agrupados e definidos como UPP, com a publicação do Decreto-Lei n.º
153/2014, de 25 de outubro.
Nas UPP é prática comum estabelecer-se diretamente a potência
do aproveitamento, considerando apenas a restrição de que a respetiva produção anual não ultrapasse um determinado limite regulamentar,
estabelecido por cada kW de potência de ligação.
Nas UPAC é necessário proceder ao seu dimensionamento por forma
a otimizar a sua potência de ligação, sendo conveniente recorrer-se a
algoritmos de otimização análogos aos que o software Homer ® dispõe
e seguir-se um procedimento análogo ao apresentado na seção 2 deste
artigo. Por outro lado, é igualmente necessário o cumprimento das restrições referidas nos artigos 5.º e 8.º do Decreto-Lei n.º 153/2014, sendo
possível verificá-lo através da análise dos resultados das diversas soluções apresentadas no final dos processos de simulação realizados pelo
software Homer ®.
A instalação de aproveitamentos no âmbito das UPAC permite não só
a redução dos encargos com a energia elétrica consumida numa instalação, mas também com a potência tomada em horas de ponta. Para que
essa poupança possa ser determinada, é necessária a determinação dos
encargos com esses termos na ausência e na presença da UPAC na instalação em análise, em concordância com o procedimento apresentado
nas seções 3.2 a 3.6 deste artigo.
No exemplo analisado, em que os consumos de eletricidade se verificam
predominantemente durante o período diurno, verifica-se um importante
decréscimo nos custos da energia elétrica. Este exemplo é representativo
de um grande número das instalações industriais em Portugal.
No entanto, apesar da poupança obtida, segundo os pressupostos
atuais do regime conferido pelo Decreto-Lei n.º 153/2014, a realização do
investimento na UPAC para a presente unidade industrial apenas se afigura como economicamente viável caso se disponha da possibilidade se
recorrerem a apoios financeiros para a realização do investimento inicial.
Para que o investimento na UPAC proposta fosse viável sem necessidade de se recorrerem a apoios ao investimento, era imperativo que os
preços dos módulos fotovoltaicos e dos restantes equipamentos necessários de aplicar neste tipo de aproveitamentos fossem mais baixos.
O motivo para tal resulta do facto de que a rentabilidade económica
do investimento na UPAC proposta para a presente unidade industrial,
conferida poupança na fatura de eletricidade e pela baixa remuneração
da eletricidade produzida em excedente, se verifica ser insuficiente face
ao elevado montante de investimento inicial.
Referências bibliográficas
[1] “Portal “Renováveis na Hora” - Estatísticas, http://www.renovaveisnahora.pt/web/srm/estatisticas1, acedido em 04 de dezembro de 2014”.
[2] “PVGIS - JRC Europe, http://re.jrc.ec.europa.eu/pvgis/apps4/pvest.php, acedido em 04 de
dezembro de 2014”.
[3] “SHARP Polycrystalline silicon photovoltaic modules, http://eng.sfe-solar.com/wp-content/
uploads/2012/05/SunFields_SHARP_Datasheet_ND-R-230-235-240-245-250A5_EN.pdf,
acedido em 04 de dezembro de 2014”.
[4] “Tarifas transitórias de venda a clientes finais em Portugal continental em 2015, http://www.
erse.pt/pt/electricidade/tarifaseprecos/2015/Documents/PrecosTVCF%20PTCont_2015.
pdf, acedido em 15 de dezembro de 2014”.
[5] “Ciclo diário para fornecimentos em BTE e BTN em Portugal Continental, http://www.erse.
pt/pt/electricidade/tarifaseprecos/periodoshorarios/Paginas/CiclodiariofornecBTEBTNPt.
aspx, acedido em 04 de dezembro de 2014”.
[6] M. Azevedo, “Autoconsumo na perspectiva de consumidores domésticos, http://www.renovaveismagazine.pt/apresentacoes/Autoconsumo_15102014_Manuel%20Azevedo.pdf, acedido em 15 de Dezembro de 2014”.
[7] “Sunny Tripower 20000TL / 25000TL, http://www.sma.de/en/products/solarinverters/sunny-tripower-20000tl-25000tl.2014#Technical-Data-108646, acedido em 04 de dezembro
de 2014”.
[8]. “Damodaran Online: Home Page for Aswath Damodaran, http://www.stern.nyu.edu/~adamodar/pc/datasets/waccEurope.xls, acedido em 28 de Agosto de 2014”.
12
projetos renováveis
autoconsumo fotovoltaico – exemplo de dimensionamento e estudo económico
Apresentação dos autores
Edgar Filipe da Silva Franco
[email protected]
É licenciado em Engenharia Eletrotécnica – Ramo de Energia e Automação e mestre em Engenharia Eletrotécnica – Sistemas de
Automação, pela Escola Superior de Tecnologia e Gestão do Instituto Politécnico de Leiria, obtendo respetivos graus em 2009 e
2011. Concluiu em Janeiro de 2013 o Curso de Doutoramento (não conferente de grau) em Engenharia Eletrotécnica e de Computadores pela Faculdade de Engenharia da Universidade de Porto.
Foi projetista de instalações elétricas em 2010 e bolseiro de investigação do INESC Coimbra em 2011.
É docente do Curso de Especialização Tecnológica de Energias Renováveis do Instituto Politécnico de Leiria desde Janeiro de 2011.
Nuno Pedro Ferreira de Carvalho Monteiro
[email protected]
É licenciado pré-Bolonha em Engenharia Eletrotécnica – Ramo de Energia e Automação e mestre em Energia e Ambiente,
pela Escola Superior de Tecnologia e Gestão do Instituto Politécnico de Leiria, obtendo os respetivos graus em 2003 e 2010.
Iniciou a sua atividade profissional em 1999 no setor cerâmico, onde desempenhou funções de responsável de manutenção,
gestor de energia e diretor de produção.
É consultor energético e ambiental de empresas industriais e técnico reconhecido do Sistema de Gestão de Consumos
Intensivos na Indústria (SGCIE) desde 2011.
É formador nas áreas da eletrotecnia, eficiência energética e energias renováveis e docente do Curso de Especialização Tecnológica de Energias Renováveis do Instituto Politécnico de Leiria desde 2011.
Luís Miguel Porto Romão Machado
[email protected]
É detentor do MBA pela Universidade de Warwick, Reino Unido (com distinção, tendo-lhe sido atribuído o prémio para a
elaboração da melhor dissertação), obtendo o respetivo grau em 2010.
É mestre em Ciências Empresariais – Especialização em Estratégia Empresarial, pela Faculdade de Economia da Universidade
de Coimbra, obtendo o respetivo grau em 2006. É licenciado em Economia pelo Instituto Superior de Gestão da Universidade Técnica de Lisboa, obtendo o respetivo grau em 1995.
Iniciou a sua atividade profissional como auditor da KPMG, tendo desenvolvido vários projetos em África, nomeadamente
na Guiné-Bissau, Cabo Verde e Angola.
Foi diretor comercial e de marketing, durante vários anos, de empresas industriais com forte exposição ao mercado internacional, para além de
ter sido também diretor financeiro e administrativo de outras empresas.
Foi docente na Escola Superior de Tecnologia e Gestão e na Escola Superior Educação e Ciências Sociais do Instituto Politécnico de Leiria e na
Universidade Jean Piaget de Cabo Verde.
Atualmente, é doutorando em Gestão de Empresas na Faculdade de Economia da Universidade de Coimbra e docente na Escola Superior Educação e Ciências Sociais do Instituto Politécnico de Leiria.
13