Departamento
de Engenharia Electrotécnica
Análise de duas Tecnologias de Produção de Energia Elétrica para
Zonas Remotas: Geradores a Gasóleo e Fotovoltaicos
Trabalho de Projecto para a obtenção do Grau de Mestre emAutomação e
Comunicações em Sistemas de Energia
Autor
José Alberto Lopes Fernandes Jacinto
Instituição
IPC – Instituto Politécnico de Coimbra
Coimbra, Outubro, 2012
Departamento
de Engenharia Electrotécnica
Análise de duas Tecnologias de Produção de Energia Elétrica para
Zonas Remotas: Geradores a Gasóleo e Fotovoltaicos
Trabalho de Projecto para a obtenção do Grau de Mestre emAutomação e
Comunicações em Sistemas de Energia
Autor
José Alberto Lopes Fernandes Jacinto
Orientador
Professor Doutor Fernando José Teixeira Estêvão Ferreira
Instituição
IPC – Instituto Politécnico de Coimbra
Coimbra, Outubro, 2012
AGRADECIMENTOS
Quero aqui expressar os meus sinceros agradecimentos a todos aqueles que contribuíram,
de forma direta ou indiretamente, para a concretização deste trabalho.
Agradeço ao meu orientador, o Professor Doutor Fernando J. T. E. Ferreira, por ter
acarinhado o tema que decidi desenvolver, bem como o incentivo e os conselhos que me
foi transmitindo ao longo do percurso.
A todas as entidades gestoras, agradeço a disponibilidade demonstrada e o empenho na
obtenção dos elementos necessários à realização deste trabalho, sem os quais não teria
conseguido cumprir os objetivos a que me propus.
Aos meus amigos e a todos os que são importantes para mim por estarem sempre
presentes em todo e qualquer momento agradeço o incentivo e a partilha de
conhecimentos das suas áreas específicas.
Aos meus pais por todo o incentivo que me deram.
i
RESUMO
A eletrificação rural e o fornecimento de energia elétrica a locais afastados são hoje um
mercado importante para os sistemas de produção de energia elétrica baseados em fontes de
energia renovável.
A necessidade de garantir um fornecimento de energia 24 horas por dia permite levar à
consideração um grupo eletrogéneo que visa suprir as necessidades energéticas não satisfeitas
totalmente pelos outros componentes produtores, módulos fotovoltaicos. Do ponto de vista
ambiental esta solução não se apresenta como ideal, pois um dos componentes do sistema
recorre a um vetor de energia não renovável – o gasóleo.
Num sistema híbrido de energia elétrica, aquando da utilização de uma componente de apoio
ao sistema fotovoltaico com baterias, como um gerador a gasóleo, a dificuldade em termos de
despacho é acrescida, devido à variação dos custos de operação das baterias com a
profundidade de descarga, assim como a não linearidade dos custos marginais de produção.
Neste projeto de mestrado, analisaram-se de forma técnica e económica, duas soluções para
sistemas autónomos de geração de energia elétrica, nomeadamente, fotovoltaico com ou sem
auxílio a gerador a gasóleo. Para o efeito, utiliza-se o software HOMER, que permite simular
o desempenho e custo de exploração elétrica das unidades geradoras de forma individual ou
combinada. Para se discutir os resultados obtidos, é ainda apresentada uma análise de
sensibilidade.
Palavras-chave: Sistemas Autónomos Híbridos, Geração fotovoltaica, Geração a Gasóleo,
Energia Elétrica, Simulação, Análise Económica, Análise de Sensibilidade.
iii
ABSTRACT
The rural and isolated areas electrification, are currently an important energy commercial
opportunity, specially for renewable energy production systems.
Ensure a daily energy supply requires a heterogeneous group that aims fulfill the energetic
needs not completely satisfied by the other energetic sources like photovoltaic modules. In the
environmental perspective, this is not an ideal solution, because one of the system considered
components requires for a non-renewable energy source – the diesel.
In a hybrid electric energy system, when we use a photovoltaic with batteries backup
component, such as a diesel generator, there is a dispatch increasing difficult, due to the
batteries operation cost variation with their deep of discharge and the non-linearity of their
production cost.
In this master's project, analyzed from a technical and economic solutions for two
autonomous systems of power generation, including PV with or without assistance the diesel
generator. For this purpose was used the HOMER software, who allow in an individual or
combined way simulate the performance and exploration cost for the considered generation
units. In order to discuss the obtained results a sensibility analysis is also presented.
Key-Words: Autonomous hybrid system, Photovoltaic generation, Diesel generation, Electric
energy, Simulation, Economical analyses, Sensibility analysis.
v
ÍNDICE
AGRADECIMENTOS ................................................................................................................................ i
RESUMO
............................................................................................................................................ iii
ABSTRACT ............................................................................................................................................. v
ÍNDICE
........................................................................................................................................... vii
ÍNDICE DE FIGURAS ............................................................................................................................. xi
ÍNDICE DE TABELAS ............................................................................................................................ xv
SIMBOLOGIA ........................................................................................................................................ xvi
ABREVIATURAS ................................................................................................................................... xix
1 INTRODUÇÃO .................................................................................................................................... 1
1.1 Motivações do Trabalho ....................................................................................................................... 1
1.2 Objetivos
......................................................................................................................................... 2
2 Revisão da Literatura .......................................................................................................................... 3
3 O Problema Energético ....................................................................................................................... 7
3.1 Energia em Comunidades Isoladas ................................................................................................... 10
3.2 Tipos e Fontes de Energia ................................................................................................................. 11
3.2.1
Fontes Não Renováveis................................................................................................... 13
3.2.2
Fontes Renováveis .......................................................................................................... 14
3.3 Impactos Ambientais .......................................................................................................................... 14
3.4 Os Gases de Efeito Estufa ................................................................................................................ 17
3.5 Produção de Energia Elétrica em Angola .......................................................................................... 18
3.6 Consumo de Energia em Angola ....................................................................................................... 19
3.7 Produção e Consumo Futuro de Energia Elétrica em Angola ............................................................ 20
3.8 Capacidade Produtiva dos Sistemas Isolados em Angola ................................................................. 22
4 Sistemas Híbridos de Energia ........................................................................................................... 25
4.1 Introdução
....................................................................................................................................... 25
4.2 Classificação de Sistemas Híbridos ................................................................................................... 25
4.2.1
Interligação com a Rede Elétrica Convencional .............................................................. 26
4.2.2
Prioridade de Uso das Fontes de Energia ....................................................................... 28
4.2.3
Configuração ................................................................................................................... 29
4.2.4
Potência ........................................................................................................................... 32
4.3 Vantagens e Desvantagens ............................................................................................................... 33
5 Características dos Módulos PV, Gerador Diesel, Inversor, Baterias e Cabos de Ligação. ............ 35
vii
5.1 Módulos
........................................................................................................................................ 35
5.2 Gerador Diesel ................................................................................................................................... 39
5.3 Inversores ........................................................................................................................................ 41
5.4 Baterias
5.4.1
........................................................................................................................................ 44
Controladores de Carga ................................................................................................... 49
5.5 Cabos de Ligação............................................................................................................................... 50
5.6 Equipamento de Proteção .................................................................................................................. 50
6 SOFTWARE ..................................................................................................................................... 53
6.1 Software HOMER ............................................................................................................................... 53
6.2 Valor Atual Líquido, Taxa Interna de Rendibilidade e Tempo de Retorno do Investimento................ 56
7 MODELAÇÃO ................................................................................................................................... 59
7.1 Modelagem ........................................................................................................................................ 59
7.1.1
Utilização do software HOMER ........................................................................................ 59
7.2 Conceitos Financeiros ........................................................................................................................ 59
7.2.1
Valor Atual ....................................................................................................................... 59
7.2.2
Taxas de Juro Nominal e Real ......................................................................................... 60
7.2.3
Diagrama de Fluxo de Tesouraria .................................................................................... 61
7.2.4
Taxa Interna de Rendibilidade ......................................................................................... 62
7.6 Custo do Despacho da Energia Armazenada nas Baterias .................................................................. 64
7.7 Custo do Despacho da Energia pelo GMG a Gasóleo .......................................................................... 64
7.8 Custos Associados aos Sistemas Híbridos ........................................................................................... 65
7.8.1 Custos de Investimento Inicial ................................................................................................ 66
7.8.2 Custos de Operação e Manutenção ....................................................................................... 69
8 Casos de Estudo .............................................................................................................................. 71
8.1 Parâmetros de Entrada ...................................................................................................................... 71
8.1.1
Diagramas de Carga em kW dos Casos de Estudo ......................................................... 71
8.2 Características das Fontes Disponíveis ............................................................................................. 75
9 Discussão dos Resultados ............................................................................................................... 79
9.1 Resultados do Dimensionamento da Habitação ................................................................................. 79
9.1.1
Análise do Valor Atual Líquido ......................................................................................... 84
9.1.2
Análise Pormenorizada do Custo do Ciclo de Vida Útil .................................................... 85
9.1.3
Influência da Taxa de Atualização ................................................................................... 86
9.1.4
Infuência do Preço do Diesel ........................................................................................... 87
viii
9.1.5
Análise do Fluxo de Tesouraria ....................................................................................... 88
9.2 Resultados do Dimensionamento de 5 Habitações ............................................................................ 92
9.2.1
Análise do Valor Atual Líquido ......................................................................................... 98
9.2.2
Análise Pormenorizada do Custo do Ciclo de Vida Útil ................................................... 98
9.2.3
Influência da Taxa de Atualização ................................................................................... 99
9.2.4
Infuência do Preço do Diesel ......................................................................................... 100
9.2.5
Análise do Fluxo de Tesouraria ..................................................................................... 101
9.3 Resultados do Dimensionamento para 10 Habitações .................................................................... 106
9.3.1
Cálculo do Valor Atual Líquido para 10 Habitações ....................................................... 110
9.3.2
Análise Pormenorizada do Custo do Ciclo de Vida Útil ................................................. 111
9.3.3
Influência da Taxa de Atualização ................................................................................. 112
9.3.4
Infuência do Preço do Diesel ......................................................................................... 113
9.3.5
Análise do Fluxo de Tesouraria ..................................................................................... 114
9.4 Análise Sumária ............................................................................................................................... 119
9.4.1
Influência do Preço do Diesel ........................................................................................ 119
9.4.2
Análise do Impacto Ambiental ....................................................................................... 120
10 Conclusão ....................................................................................................................................... 123
Referências Bibliográficas .................................................................................................................... 127
Anexos
......................................................................................................................................... 133
Anexo 1 - Localização do sistema a implementar. ................................................................................... 133
Anexo 2 - Simulador do consumo de energia elétrica .............................................................................. 135
Anexo 3 - Comportamento do equipamento dos sistemas ....................................................................... 137
Apêndices
......................................................................................................................................... 157
ix
ÍNDICE DE FIGURAS
Figura 2.1 – Evolução da utilização dos sistemas híbridos. ....................................................... 4
Figura 3.1 – Previsão do consumo total de energia até 2020. .................................................. 10
Figura 3.2 – Emissão total de CO2 no ciclo de vida na geração elétrica. ................................. 16
Figura 3.3 - Consumo de eletricidade faturada por grupos de consumidores finais ................ 20
Figura 3.4 - Previsões de produção segundo a estratégia 2002 (GWh). ................................... 21
Figura 4.1 - Configuração básica de um sistema híbrido isolado. ............................................ 26
Figura 4.2 - Configuração básica de um sistema híbrido interligado a rede. ........................... 27
Figura 4.3 - Representação do comportamento de um sistema híbrido baseado no recurso não
renovável. ................................................................................................................................. 28
Figura 4.4 - Representação do comportamento de um sistema híbrido baseado no recurso
renovável. ................................................................................................................................. 29
Figura 4.5 - Sistema híbrido série. ............................................................................................ 30
Figura 4.6 - Sistema híbrido comutado. ................................................................................... 31
Figura 4.7 - Sistema híbrido paralelo. ...................................................................................... 32
Figura 4.8 - Classificação dos sistemas híbridos quanto à potência. ........................................ 33
Figura 4.9 – Vantagens e desvantagens dos sistemas híbridos para eléctrificação. ................. 35
Figura 5.1 – Efeito Fotovoltaico. .............................................................................................. 35
Figura 5.2 – Painel Policristalino. ............................................................................................ 36
Figura 5.3 - Representação genérica da curva característica I-V de um módulo PV. .............. 37
Figura 5.4 - Desempenho e preços das diferentes tecnologias de módulos PV em 2008. ....... 37
Figura 5.5 - Representação gráfica dos diferentes valores dos rendimentos apresentados pelos
painéis de diversas tecnologias ao longo da sua existência. ..................................................... 38
Figura 5.6 - Relação entre a potência máxima de painéis PV e o seu rendimento. .................. 38
Figura 5.7 - Esquematização do problema do Unit Commitment e pré-despacho. .................. 40
Figura 5.8 - Evolução dos preços por Watt dos inversores entre dezembro de 2008 e abril de
2011, nos Estados Unidos (USD) e na Europa (€). .................................................................. 42
Figura 5.9 - Relação entre a corrente e a potência máxima à saída do inversor (monofásico e
trifásico). ................................................................................................................................... 44
Figura 5.10- Relação entre o rendimento do inversor e a sua potência máxima. ..................... 44
Figura 5.11 - Vista de uma bateria VRLA............................................................................... 46
Figura 5.12 - Ciclo de vida útil das baterias de ácido de chumbo. O número de ciclos depende
do tipo de bateria e da profundidade de descarga. .................................................................... 47
Figura 6.1 - Relação entre simulação, otimização e análise de sensibilidade. ......................... 54
Figura 6.2 - Fluxograma básico de funcionamento do HOMER. ............................................. 55
Figura 7.1 - Exemplo de um diagrama de fluxo de tesouraria. ................................................ 61
Figura 8.1 - Perfil diário de consumo da residência, com potência de pico 0,56 kW. ............. 72
Figura 8.2 - Mapa de distribuição de carga ao longo do ano.................................................... 73
Figura 8.3 - Perfil diário de consumo com potência de pico 2,6 kW. ...................................... 73
xi
Figura 8.4 - Mapa de distribuição de carga ao longo do ano. .................................................. 74
Figura 8.5 - Perfil diário de consumo com potência de pico 5,6 kW....................................... 74
Figura 8.6 - Mapa de distribuição de carga ao longo do ano. .................................................. 75
Figura 8.7 - Radiação Solar média mensal, com radiação média anual 5,65 kWh/m2/dia. .... 76
Figura 8.8 - Temperatura média mensal dos módulos PV. ...................................................... 76
Figura 8.9 - Temperatura média Ambiente de 24,2 °C. ........................................................... 77
Figura 9.1 - Representação do sistema Gerador Diesel ........................................................... 80
Figura 9.2 - Produção média mensal do GMG. ....................................................................... 80
Figura 9.3 - Diagrama de distribuição do consumo de potência produzida por parte do GMG.
.................................................................................................................................................. 81
Figura 9.4 - Representação do sistema Gerador Diesel+Baterias para geração de eletricidade.
.................................................................................................................................................. 81
Figura 9.5 - Produção média mensal por parte do GMG. ........................................................ 82
Figura 9.6 - Diagrama de distribuição do consumo de potência produzida do sistema
Gerador+Baterias. .................................................................................................................... 82
Figura 9.7 - Representação do sistema PV+Baterias para geração de eletricidade. ............... 83
Figura 9.8 - Produção média mensal do PV............................................................................. 83
Figura 9.9 - Representação do sistema PV+Baterias+Gerador Diesel para geração de
eletricidade. .............................................................................................................................. 84
Figura 9.10 - Produção média mensal do híbrido .................................................................... 84
Figura 9.11 - Valor Atual Líquido por tipo de sistemas a uma taxa de atualização de 0%, para
diferentes preços de diesel. ...................................................................................................... 85
Figura 9.12 - Análise pormenorizada no custo de vida útil dos distintos sistemas.................. 86
Figura 9.13 - Interferência da taxa de atualização no VAL dos sistemas. ............................... 87
Figura 9.14 - Influência do preço de diesel no VAL de um sistema........................................ 88
Figura 9.15 - Cash Flow para uma taxa de atualização de 0%. ............................................... 89
Figura 9.16 - Cash Flow para uma taxa de atualização de 2%. ............................................... 90
Figura 9.17 - Cash Flow para uma taxa de atualização de 4%. ............................................... 91
Figura 9.18 - Cash Flow para uma taxa de atualização de 6%. ............................................... 91
Figura 9.19 - Cash Flow para uma taxa de atualização de 8%. ............................................... 92
Figura 9.20 - Representação do sistema Gerador Diesel para geração de eletricidade. .......... 93
Figura 9.21 - Produção média mensal. ..................................................................................... 93
Figura 9.22 - Diagrama de distribuição do consumo de potência produzida. .......................... 94
Figura 9.23 - Representação do sistema Gerador Diesel+Baterias para geração de eletricidade.
.................................................................................................................................................. 94
Figura 9.24 - Produção média mensal. ..................................................................................... 95
Figura 9.25 - Diagrama de distribuição do consumo de potência produzida. .......................... 95
Figura 9.26 - Representação do sistema PV+Baterias para geração de eletricidade. .............. 96
Figura 9.27- Produção média mensal ....................................................................................... 96
xii
Figura 9.28 - Representação do sistema PV+Baterias+ Gerador Diesel para geração de
eletricidade................................................................................................................................ 97
Figura 9.29 - Produção média mensal. ..................................................................................... 97
Figura 9.30 - Valor Atual Líquido por tipo de sistemas a uma taxa de atualização de 0%. ..... 98
Figura 9.31 - Análise pormenorizada no custo de vida útil dos distintos sistemas. ................. 99
Figura 9.32 - Interferencia da taxa de atualização no VAL dos sistemas. ............................. 100
Figura 9.33 - Influência do preço de diesel no VAL de um sistema. ..................................... 101
Figura 9.34 - Cash Flow para uma taxa de atualização de 0%. .............................................. 102
Figura 9.35 - Cash Flow para uma taxa de atualização de 2%. .............................................. 103
Figura 9.36 - Cash Flow para uma taxa de atualização de 4%. .............................................. 104
Figura 9.37 - Cash Flow para uma taxa de atualização de 6%. .............................................. 105
Figura 9.38 - Cash Flow para uma taxa de atualização de 8%. .............................................. 106
Figura 9.39 - Representação do sistema Gerador Diesel para geração de eletricidade. ......... 107
Figura 9.40 - Produção média mensal. ................................................................................... 107
Figura 9.41 - Diagrama de distribuição do consumo de potência produzida. ........................ 108
Figura 9.42 - Representação do sistema Gerador Diesel+Baterias para geração de eletricidade.
................................................................................................................................................ 108
Figura 9.43 - Produção média mensal. ................................................................................... 109
Figura 9.44 - Diagrama de distribuição do consumo de potência produzida. ........................ 109
Figura 9.45 - Representação do sistema PV+Baterias+ Gerador Diesel para geração de
eletricidade.............................................................................................................................. 110
Figura 9.46 - Produção média mensal. ................................................................................... 110
Figura 9.47 - Valor Atual Líquido por tipo de sistemas a uma taxa de atualização de 0%. ... 111
Figura 9.48 - Análise pormenorizada no custo de vida útil dos distintos sistemas. ............... 112
Figura 9.49 - Interferencia da taxa de atualização no VAL dos sistemas. ............................. 113
Figura 9.50 - Influência do preço de diesel no VAL de um sistema. ..................................... 114
Figura 9.51 - Cash Flow para uma taxa de atualização de 0%. .............................................. 115
Figura 9.52 - Cash Flow para uma taxa de atualização de 2%. .............................................. 116
Figura 9.53 - Cash Flow para uma taxa de atualização de 4%. .............................................. 117
Figura 9.54 - Cash Flow para uma taxa de atualização de 6%. .............................................. 118
Figura 9.55 - Cash Flow para uma taxa de atualização de 8%. .............................................. 119
Figura 9.56 - Influência do preço de diesel nos sistemas para distintas potências nominais a
uma taxa de atualização de 0%. .............................................................................................. 120
Figura 9.57 - Emissão de CO2 por kWh gerado pelos diferentes sistemas analisados. ......... 122
xiii
ÍNDICE DE TABELAS
Tabela 3.1 - Produção de eletricidade da ENE em 2001-2004 (MWh). ................................... 19
Tabela 3.2 - Previsão de ponta máxima 2006-2016 (MW). ..................................................... 21
Tabela 3.3 - Capacidade dos sistemas isolados da ENE em 2002. ........................................... 23
Tabela 5.2 - Capacidade versus Temperatura. .......................................................................... 48
Tabela 7.1 - Características do módulo PV. ............................................................................. 67
Tabela 7.2 - Orçamento dos GMG . ......................................................................................... 68
Tabela 7.3 - Orçamento dos inversores mais reguladores de carga.......................................... 68
Tabela 7.4 - Comparação de de duas baterias de gel.. .............................................................. 68
Tabela 8.1 - Potência, quantidade, tempo de utilização e energia por mês do consumidor. .... 71
xv
SIMBOLOGIA
CIGS – Seleneto de Cobre-Índio-Gálio
CO2 – Dióxido de Carbono
CRp – Custo de Reposição de Equipamentos
Cann – Custo Anual
Ccomb – Custo do Combustível
Cd – Custo do Banco de Baterias
Cdb – Custo de Desgaste das Baterias
Cdiesel – Custo do litro do Diesel
Cgd – Custo do kWh da Potência gerada pelo Gerador Diesel
Cm – Custo Médio em kWh
Cn – Capacidade Nominal
Ct – Fluxo de Tesouraria
Ctotal_ann – Custo Total Anualizado
Eciclo_i – Energia de Carga/Descarga das Baterias
Etotal – Energia Total
Eu – Energia Média Útil
FGMG – Taxa de Consumo do Gerador Diesel
Icc– Corrente de Curto-Circuito
Ij – Custo do Componente
In – Descarga Constante
Ipmax– Corrente à Potência Máxima
Nbat – Número de Baterias do Banco
PAC – Potência da Corrente Alternada
PDC – Potência de Corrente Contínua
Pcarga – Potência de Carga
Tj – Vida Útil do Componente
Voc – Tensão em Circuito Aberto
Vpmax – Tensão à Potência Máxima
xvi
Wp – Potência de Pico
tn – Tempo de Descarga
ηbat – Eficiência das Baterias
CAh – Capacidade em Amperes-Hora da Bateria
I – Corrente Elétrica
i – Taxa de Juro Real
k – Numero de Componentes do Sistema
R – Receitas
r – Taxa de Rendibilidade
S - Sul
t – Tempo Estimado do Projeto
α – Coeficiente de Temperatura da Corrente
β – Coeficiente de Temperatura da Tensão
γ – Coeficiente de Temperatura de Potência
η – Rendimento
xvii
ABREVIATURAS
AC- Corrente Alternada
BAT – Bateria
C – Recebimento
CiGs – Seleneto de cobre-índio-gálio (Copper indium gallium selenide)
CMMAD – Comissão Mundial sobre o Meio Ambiente e o Desenvolvimento
COE – Custo da Energia
COPEL- Companhia Paranaense de Energia
D – Despesas
DC - Corrente Contínua
DOD - depth of discharge
DOE – American Departament of Energy
E – Este
EDEL – Companhia de Distribuição de Eletricidade (Luanda)
EIA - Administração de Informação de Energia
ENE – Companhia Nacional de Eletricidade
EUA – Estados Unidos da América
FRC – Fator de Recuperação do Capital
GEE – Gases do Efeito Estufa
GMG – Grupo Motor-Gerador
HOMER – Hybrid Optimization Model for Electric Renewable
HYBRID2 – Hybrid System Simulation Model
IPC – Índice de Preços no Consumidor
MINEA – Ministério de Energias e Águas
MIT – Massachusetts Institute of Technology
MPP – Ponto de Potência de Máxima
MPPT – Detetor do Ponto de Potência Máxima
NASA - National aeronautics and space administration
xix
NREL – National Renewable Energy laboratory
O&M – Operação e Manutenção
PV – Photovoltaic
RETSCREEN - Clean Energy Project Analysis Software
SDR – self-discharge rate
SOC – State of Charge
STC – Standard Test Conditions
TA – Taxa de Atualização
TI – Taxa de Inflação
TIR – Taxa Interna de Retorno
TRI – Tempo de Retorno do Investimento
USD – Dólar Americano
VA – Valor Atual
VAL – Valor Atual Líquido
VRLA – Bateria de Ácidos de Chumbo Reguladas por Válvulas
xx
1 INTRODUÇÃO
Atualmente, por razões ambientais, económicas, geopolíticas e/ou técnicas, é desejável a
redução da dependência dos combustíveis fósseis e o aumento da utilização de fontes de
energia renováveis ou alternativas. Mesmo nos países produtores/exportadores de petróleo, o
investimento no fabrico e/ou na instalação de sistemas de produção de energia baseados em
fontes de energia renováveis tem aumentado significativamente, sendo parte integrante de um
conjunto de estratégias para assegurar o seu desenvolvimento sustentável a médio e longo
prazo.
É neste ponto que este projeto se centra, analisando de forma técnica e económica diferentes
unidades de geração elétrica, ao planeamento da utilização de recursos naturais e aos custos
associados. Aborda-se o processo de decisão da melhor tecnologia de geração de energia
elétrica para se adotar, tendo em vista um conjunto de opções hoje disponíveis
comercialmente.
Recorreu-se ao software Hybrid Optimization Model for Electric Renewables (HOMER),
para simular o funcionamento de sistemas de energia, com uma ou várias fontes de energia,
este último caso conhecido como sistema híbrido.
Para se determinar que unidades geradoras deveriam ser utilizadas, ou em que medida isto
pode ser feito, numa perspetiva económica são utilizados os métodos quantitativos como o
Valor Atual Líquido (VAL), Taxa Interna de Rendibilidade (TIR), Custo da Energia (COE),
Fluxo de Tesouraria (Cash Flow).
Assim, neste projeto discute-se o tema energético, simular sistemas híbridos de forma a
atenderem tecnicamente, analisar as variáveis de sensibilidade, e discutir os resultados sob um
foco técnico e económico.
1.1 Motivações do Trabalho
A motivação deste trabalho está baseada no aproveitamento das fontes alternativas de energia
para o crescimento económico do país, proporcionando a inclusão social da população
existente nas comunidades isoladas angolanas, apresentar outras possibilidades para suprir o
consumo de energia elétrica, no curto prazo, com sustentabilidade.
A utilização de sistemas híbridos de energia elétrica contendo fontes renováveis, apresenta
significativas vantagens devido à complementaridade dos recursos. Estudos efetuados [20]
comprovam as vantagens da utilização de híbridos tanto em termos de fiabilidade como em
termos económicos.
Através do avanço tecnológico atual há uma maior capacidade técnica de controlo da
operação de sistemas, aliado à viabilidade técnica de previsão de recursos endógenos torna
1
possível na realidade, e não apenas a nível académico, uma otimização estratégica de
despacho e dimensionamento, tendo em conta a previsão.
1.2 Objetivos
O objetivo principal deste projeto é estudar a viabilidade técnica e económica de sistemas de
geração de energia elétrica, híbridos isolados (off-grid) para zonas remotas, particularizandose a análise para as comunidades rurais angolanas que não têm acesso à energia elétrica. As
fontes escolhidas neste estudo são fotovoltaicas e o gasóleo (diesel). Além disso, tem o intuito
de contribuírem para a discussão em torno das soluções atualmente disponíveis para
fornecimento de eletricidade às comunidades remotas.
2
2 Revisão da Literatura
A revisão de literatura aborda na sua primeira parte os autores e publicações que mais
contribuíram para o aprimoramento deste trabalho. Efectou-se uma pesquisa bibliográfica em
bases de dados especializados com o intuito de aprofundar os conhecimentos disponíveis nos
trabalhos da área, alcançando o estado da arte deste campo de pesquisa.
A análise desta literatura permitiu realizar comparações entre o tema escolhido e os trabalhos
anteriores, proporcionando a oportunidade de situar-se o campo da pesquisa, além de servir de
suporte aos resultados obtidos. Foram identificados conteúdos que se referem principalmente
a análises de sistemas nos quais se utilizou o software HOMER, estudos de viabilidade
vinculados à área energética e trabalhos sobre energias sustentáveis/renováveis.
Inúmeros sistemas híbridos têm sido instalados em muitos países do mundo nas últimas três
décadas, fundamentalmente com a finalidade de fornecer eletricidade para comunidades
isoladas.
Atualmente, não há uma base de dados que aponte o número de sistemas híbridos
implementados e em funcionamento no mundo, nem um registo do ano de implementação do
primeiro sistema. No entanto, sabe-se que a utilização dos sistemas híbridos teve o seu início
na década de 1970, provavelmente decorrente da procura de uma alternativa energética frente
à crise do petróleo de 1973.
Dentro dos sistemas híbridos implementados na década supracitada, destacam-se os seguintes
sistemas como pioneiros:


Sistema híbrido eólico-diesel instalado no ano de 1977 em Clayton, Novo México,
Estados Unidos da América (EUA) [60];
Sistema híbrido fotovoltaico-diesel instalado no ano de 1978 na reserva indígena
Papago, Arizona, EUA [50].
Esses sistemas tiveram um importante papel na construção dos arcabouços de inúmeros outros
sistemas ao redor do mundo, cuja principal finalidade, especialmente na década de 1980, era a
redução do consumo de óleo combustível e, consequentemente, dos custos operacionais
associados.
A partir do final da década de 1990, a inserção desses sistemas passou também a ter como
motivação a questão ambiental. Na mesma década, a maturidade das tecnologias fotovoltaica
e eólica e o bom desempenho dos sistemas híbridos fotovoltaico-diesel e eólico-diesel abriram
caminho para a combinação desses dois sistemas num único, sistema híbrido fotovoltaicoeólico-diesel. Salienta-se que nesse mesmo período surgiram outros tipos de configurações de
sistemas, como:

Fotovoltaico-eólico de Joanes, estado do Pará, Brasil [7];
3


Microhídrico-diesel de KunPae, Província de Chiang Mai, Tailândia [39];
Fotovoltaico-microhídrico de Taratak, Indonésia [48].
Prevê-se a inserção das células a combustível nos sistemas híbridos, dada sua alta eficiência
global na conversão de energia – elétrica e térmica, a partir do hidrogénio, desde que este
possa ser obtido localmente, sem a necessidade de transportá-lo de outro local.
A evolução da utilização dos sistemas híbridos é apresentada em síntese na Figura 2.1.
Fonte: Pinho, 2008.
Figura 2.1 – Evolução da utilização dos sistemas híbridos.
Em termos mundiais, a utilização dos sistemas híbridos tem vindo a ser ampliado a cada ano,
principalmente nos países mais desenvolvidos verificando-se uma maior disseminação.
Dos trabalhos que utilizam o software HOMER, com temáticas e estruturas semelhantes a
estes trabalho, destacam-se os de: Demiroren e Yilmaz (2009) [23], onde foi estudado o custo
da energia elétrica utilizando energias renováveis, Siqueira et al. (2010) [70], que aborda as
fontes de energias alternativas para implementação num prédio, Almeida e Freire (2008) [6],
que discutem a geração híbrida para um hospital e o de Henriques Jr. e Szklo (2008) [31], que
analisa a implementação de unidades geradoras em comunidades rurais.
Outras publicações que utilizam o software HOMER nas suas análises que trouxeram
contribuição a esta pesquisa foram: Levene et al. (2006) [42] que também procura alcançar
um resultado económico, Al-Karaghouli e Kazmerski (2010) [3], a sua abordagem diz
respeito às características técnicas e económicas, análise do custo da energia e a de Kanasepatil et al. (2009) [36], que contribui com uma importante análise de sensibilidade do custo de
combustíveis de biomassa.
4
No campo das simulações ainda se destacam as publicações: HOMER (2012) [34]; NREL
(2005) [54]; Almeida Filho (2006) [5] e Albuquerque et al. (2009) [2].
Na área de administração financeira ressalta-se o trabalho de Ross et al. (2008) [64], e o de
Van Den Wall Bake et al. (2009) [81], que chegam a importantes conclusões sobre a
diminuição de custos na área energética ao longo do tempo. Ainda dentro do campo
económico, Braga et al. (2009) [16] debatem a viabilidade económica da integração de células
a combustível e Nishi et al. (2005) [53] colaboram dando enfoque ao tema viabilidade
económica e as ferramentas de análise financeiras dentro de um trabalho na área ambiental.
Citam-se ainda na área de custos os trabalhos de Rosado Jr. et al. (2009) [63] na sua análise
sobre uma microdestilaria; Vinha e Verissimo (2006) [83] com a análise do tempo de retorno
do investimento.
Em Hinrichs e Kleinbach (2003) [33], é abordado o tema energético e o meio ambiente em
profundidade. Farret e Simões (2006) [27] e Pinho et al. (2008) [56], abordam as energias
sustentáveis e os sistemas híbridos.
A dissertação de Conejero (2006) [22] e a tese de Lourenço (2006) [44] geram uma
importante fonte para discussões a respeito da inserção e amadurecimeto do uso das energias
na economia.
Apesar da similaridade com outros trabalhos em alguns aspetos, não se encontrou na literatura
trabalho análogo contendo todos os elementos deste estudo. Este trabalho visa acrescentar um
estudo de uma análise de viabilidade técnica e economica de quatro sistemas concretos de
geração de energia elétrica direcionados para zonas remotas de forma a possibilitar a inclusão
social
e
economica
de
populações
que
se
encontram
excluidas.
5
3 O Problema Energético
A grande diferença entre a nossa civilização e as anteriores é a capacidade de transformar e
utilizar energia de forma sistemática. Tudo começou com a máquina a vapor, que transforma
energia química em mecânica e que esteve na origem da Revolução Industrial, primeiro em
Inglaterra e depois nos outros países. Com o desenvolvimento dos estudos sobre a eletricidade
aprendeu-se a produzir energia elétrica e mais tarde a transformá-la em energia mecânica,
química, radiante…
Na verdade, a Revolução Industrial, com a produção em série e a massificação do consumo de
bens veio conduzir a uma nova estrutura social. O Homem descobriu as vantagens das
máquinas, no entanto, era preciso dispor da energia necessária para as pôr em funcionamento
[19].
A energia necessária parecia fácil de obter não só na lenha como no carvão, como também,
posteriormente, na exploração do petróleo, ainda mais rico em energia. “As fontes destes
recursos pareciam inesgotáveis e eles eram colocados na mão do Homem pela «MãeNatureza», para que deles se aproveitasse, sem qualquer problema” [19]. Porém, os atos
impensados dos Homens não foram gratuitos e os impactos na Natureza manifestaram-se
gradualmente e prejudicialmente.
Surgiu a colheita desmedida e inusitada de todos os recursos naturais, considerados
inesgotáveis e o seu consumo com elevadas taxas de desperdício; o arrefecimento das
máquinas com água que, uma vez aquecida, era lançada para o exterior, aumentando a
temperatura e transportando substâncias dissolvidas, dispersas e flutuantes, de efeito na altura
desconhecidos, mas agora consideradas poluentes; as escórias e os resíduos sólidos também
eram despejados a céu aberto, esperando que a Natureza, apesar de estes terem sido
transformados pelo Homem, os «engolisse».
Por volta da década de 70, suou o primeiro sinal de alarme com referência ao nosso planeta:
foi o famoso relatório do Massachusetts Institute of Technology (MIT), encomendado pelo
Clube de Roma, halte à la croissance! [4].
O tema central da campanha que se seguiu era o esgotamento dos recursos naturais: matériasprimas, energia, agricultura. Tudo o que constitui a base do desenvolvimento económico
mundial tende para o esgotamento, e a demografia mundial acelera. Se não modificarmos os
objetivos económicos e as práticas industriais e agrícolas, se não renunciarmos a nossa
filosofia tradicional de crescimento, o mundo encaminha-se rapidamente para a catástrofe [4].
Por outro lado, e mais recentemente, uma vaga de desastres percorreu o Mundo: em 3 de
dezembro de 1984, uma fuga de gás numa Indústria Química americana na India – a Union
7
Caribe - provocou a morte de cerca de 3000 pessoas; em 24 de Marco de 1989 um petroleiro –
o Exxon Valdez - naufragou dando origem a uma das mais graves marés negras da atualidade;
em 26 de abril de 1990 uma fuga num reator nuclear soviético provocou inúmeras mortes e
uma onda de radioatividade espalhou-se a partir de Tchernobyl pelo Mundo e em particular
pela Europa desenvolvida; ainda na memória de todo o petroleiro – Prestige – que se partiu na
Galiza em 2002 e contaminou toda a costa norte da Península Ibérica [19].
Atualmente, como resultado das nossas ações passadas e, também, presentes, vivemos uma
crise energética que resulta naturalmente da utilização crescente de matérias-primas cuja
transformação permite obter energia. No princípio ninguém se preocupou com o facto de que
os combustíveis fósseis, primeiro o carvão e depois o petróleo, tinham reservas limitadas. De
facto, estes materiais fósseis têm um tempo de formação de milhões de anos e o seu consumo
e cada vez mais rápido, razão por que se consideram não renováveis, pois a capacidade
natural de repô-los pode tornar-se insuficiente. Mas da crescente procura de energia, resultou
o alargamento da utilizaçãodos combustíveis fosseis ao gás natural, hoje bastante utilizado.
No entanto, e principalmente devido às catástrofes, o Homem começa a ter consciência que os
seus atos não são inconsequentes e já olha para os recursos da «Mãe Natureza» de outra
forma, porém, ainda demasiadamente sob a forma política e económica e, ainda, muito pouco
ambiental.
Neste âmbito, o problema energético tem sido um condicionador do desenvolvimento
sustentável da sociedade, diretamente ou através das suas implicações no clima e ambiente.
Durante muito tempo, a energia foi negligenciada na promoção do desenvolvimento
sustentável a nível internacional. Esta tem, porém, um papel central nas três dimensões do
desenvolvimento sustentável: dimensão social (luta contra a pobreza), dimensão económica
(segurança do aprovisionamento) e dimensão ambiental (proteção do ambiente) [67].
Cinco anos após a Cimeira de Joanesburgo, quinze anos decorridos sobre a Conferência do
Rio sobre Ambiente e Desenvolvimento, trinta e cinco anos depois da Conferência de
Estocolmo sobre o Ambiente Humano e o despertar da comunidade internacional para os
riscos de um desenvolvimento não sustentável, pode referir-se que os problemas atuais do
desenvolvimento, e necessariamente do ambiente, são muito deles também globais. Os
progressos económicos e sociais notáveis associados a globalização foram conseguidos em
partes do mundo, e nomeadamente na Ásia, e coexistem com situações de pobreza e a
exclusão social. Um acelerado processo de urbanização se realiza em paralelo a crescente
ameaça das alterações climáticas, escassez de água doce inerentes consequências da saúde e
segurança alimentar; perda de biodiversidade generalizada, desflorestação acentuada,
intensificação dos processos de desertificação e erosão dos solos aráveis; crescente poluição e
degradação dos mares e oceanos, e destruição dos recursos, aumento das situações de risco e
acidentes, presença crescente de substâncias perigosas no ambiente e dificuldade em controlar
8
as fontes de poluição a ausência de padrões de produção e consumo sustentável [67], [15],
[70].
Por ter uma dimensão global, o desenvolvimento sustentável pode e deve tirar o maior partido
da globalização (“ma king globalisation work for sustainabledevelopment”) [67].
Para os desafios as sustentabilidades pretendidas para o desenvolvimento são cruciais temas
como a irradiação da pobreza, como a promoção do desenvolvimento social, da saúde e de
uma utilização e gestão racional dos recursos naturais; a promoção de padrões de produção e
consumo sustentável, onde se faça uma dissociação entre o crescimento e as pressões sobre os
ecossistemas, no sentido de uma maior ecoeficiência da economia; a conservação e gestão
sustentável dos recursos; o reforço da boa governação a todos os níveis, incluindo a
participação pública, incluindo a capacitação, a inovação e a cooperação tecnológica [29].
Neste contexto, devemos ter em conta que um dos grandes problemas mundiais e o facto da
política energética mundial ser baseada, essencialmente, na queima de combustíveis fósseis,
com relevo especial para o petróleo. O carvão, o petróleo e o gás natural são responsáveis por
aproximadamente 80% da energia final consumida anualmente [73].
De acordo com a Administração de Informação de Energia (EIA) (2003), a nível mundial, as
previsões do crescimento do consumo de energia são impressionantes, em particular devido
ao aumento galopante do consumo de energia nos países em desenvolvimento, como a China
e a Índia, que terão uma contribuição cada vez mais relevante para o consumo mundial.
Assim, prevê-se que o consumo total de energia em 2020 seja cerca de 60% superior ao
consumo atual (Figura 3.1).
A questão que neste momento se coloca é até que ponto as reservas fósseis vão ser capazes de
satisfazer o crescimento de consumo de energia e em que sentido as alterações climáticas e
ambientais, devido ao seu uso, vão ser gravemente sentidas a nível mundial.
9
Fonte: EIA, 2003
Figura 3.1 – Previsão do consumo total de energia até 2020.
Em suma, num primeiro tempo, o homem explorou a Terra, cultivou-a e extraiu dela matérias
úteis. É verdade, que a Terra não está esgotada, existem ainda muitas riquezas no nosso
subsolo, porém, o resultado dessa interrogação levou a levantar do problema que não pode ser
ignorado, daqui para a frente.
Surge outra maneira de encarar a Terra. A abordagem da exploração sucede-se a da proteção,
do planeamento, da gestão. Pouco a pouco, a sociedade, a consciência coletiva impõem novas
atitudes [4].
3.1 Energia em Comunidades Isoladas
Sabe-se que a energia elétrica, assim como o transporte, a saúde e a educação, são elementos
básicos no quotidiano do homem moderno. Não seria diferente também para a sobrevivência
daqueles que vivem em comunidades isoladas. Com a disponibilidade de energia elétrica
nessas comunidades isoladas, os serviços de saúde e educação podem ser significativamente
melhorados, contribuindo para o desenvolvimento local, criando novas oportunidades de
trabalho, garantindo a permanência da população nos seus locais de origem. O desafio é
conseguir fornecer a energia a um custo acessível para comunidades isoladas. Noutras
palavras, a eletricidade deve chegar até às áreas isoladas e contribuir para evitar que as
pessoas migrem para os grandes centros, onde a eletricidade se encontra disponível.
Os motivos que excluem essas comunidades de terem energia elétrica pela rede convencional
incluem as grandes distâncias, as barreiras naturais e a falta de interesse das concessionárias
devido ao alto custo envolvido [47].
10
Atualmente, as principais formas de energia disponíveis para moradores de comunidades
isoladas são: o gasóleo, o querosene (para lamparinas), velas, gás. Há muitos casos em que o
atendimento a comunidades isoladas é realizado por pequenos grupos motor-gerador (GMG) a
gasóleo.
Devido às grandes distâncias, são necessários vários dias de viagem por meio de pequenos
barcos até vilas ou cidades próximas para adquirir o combustível utilizado na produção de
eletricidade, o que eleva o seu preço de aquisição. O preço do diesel para essas comunidades
pode atingir duas a três vezes o valor do diesel nos postos de combustíveis.
Schmid e Hoffmann (2004) [69] apontam ainda que as populações mais carentes, que não têm
acesso a GMG a gasóleo, utilizam pilhas secas e baterias de automóvel (ácido-chumbo) como
alternativas para alimentar algumas lâmpadas, a televisão e o rádio, além de recursos como
lamparinas e lampiões a gás para iluminação artificial. Essas fontes de suprimento de energia
são transportadas por longas distâncias, tornando-se uma opção cara e pouco eficiente quando
comparadas com a energia fornecida pela rede convencional. Além disso, para além dos riscos
de acidentes com o transporte dos combustíveis, a utilização destes últimos aumenta os
problemas ambientais causados pelas emissões de gases poluentes.
3.2 Tipos e Fontes de Energia
Fontes de energia são substâncias e meios que permitem produzir energia útil diretamente ou
por transformação. Podem ser de dois tipos: renováveis (natural ou artificialmente) e não
renováveis.
Entre as fontes de energias renováveis estão naturalmente os rios, a radiação solar e os ventos.
Entre as fontes de energia renováveis artificialmente, refere-se, por exemplo, a biomassa e o
biodiesel, bem como os resíduos em geral, dependendo da reflorestação e da replantação.
Entre as não renováveis, tem-se, por exemplo, o petróleo, o gás natural, o carvão mineral e o
urânio.
As fontes energéticas mais conhecidas para a geração de energia elétrica são a solar, a eólica,
a térmica, a química, a hidráulica e a nuclear.
A energia solar na Terra decorre da incidência dos raios solares na forma de luz e calor e é, na
realidade, a origem de outras formas de energia conhecidas. O seu aproveitamento estende-se
desde a secagem de produtos até os mais modernos coletores solares planos e parabólicos e os
painéis fotovoltaicos. A sua utilização em Angola ainda é tímida, apesar do potencial solar
favorável no território angolano, apresentando condições superiores às de muitos países que
hoje estão à frente de Angola em capacidade de potência instalada.
A energia eólica decorre do movimento dos ventos e têm sido aproveitados desde há vários
séculos em embarcações à vela, moinhos de vento e cata-ventos para bombeamento de água.
11
Modernamente, essa forma de energia tem sido utilizada através dos aerogeradores, que
convertem a energia eólica em energia elétrica.
A energia térmica manifesta-se sob a forma de calor, podendo ser armazenada em
determinados sistemas, sendo que quanto mais quente estiver um corpo, maior a energia
armazenada. Os exemplos de utilização dessa forma de energia vão desde corriqueiras
aplicações domésticas, como o ferro de passar roupa e aquecedores, até aos fornos de alta
temperatura utilizados na indústria e nas centrais termoelétricas, que utilizam geralmente o
óleo diesel como combustível.
É a energia existente no interior do nosso Planeta, libertada sob a forma de calor.
Está relacionada com fenómenos geológicos que se processam à escala global. Podem ser
utilizadas para banhos quentes, termas, aquecimento doméstico de grandes edifícios,
agricultura (estufas), criação animal, aquacultura, indústria (aquecimento, evaporação,
secagem, destilações, esterilizações, lavagens, extrações) [45].
Numa central de energia geotérmica, tira-se partido do calor existente nas camadas interiores
da Terra, para produzir o vapor que vai acionar a turbina. Na prática, são criados canais
suficientemente profundos para aproveitar o aumento da temperatura, e injeta-se-lhes água.
Esta, por sua vez, transforma-se em vapor (que é submetido a um processo de purificação
antes de ser utilizado) e volta à superfície, onde é canalizada para a turbina.
Em Portugal, existem alguns exemplos de aproveitamento deste tipo de energia. É o caso da
central geotérmica da Ribeira Grande, no arquipélago dos Açores. É nos Açores (S. Miguel)
que mais se tem investigado esta forma de energia a nível nacional [19].
As principais vantagens desta fonte de energia são o facto de não ser poluente e das centrais
não necessitarem de muito espaço, de forma que o impacte ambiental é bastante reduzido. No
entanto, grande parte desta energia encontra-se dispersa, a baixas temperaturas e apenas uma
pequena parte desse calor pode ser recuperado e economicamente aproveitado [43].
A energia química é libertada durante uma reação química. Alguns exemplos são a queima do
carvão, da gasolina e de óleos combustíveis, bem como as pilhas e baterias elétricas.
A energia hidráulica é a energia cinética ou potencial das águas. O seu aproveitamento
estende-se desde as épocas remotas, na forma de rodas de água, até aos dias de hoje, na forma
de centrais hidroelétricas.
As formas mais comuns de aproveitamento dos recursos hídricos são as hidroelétricas, que
visam atender grandes centros e indústrias. Elas fazem uso de altas quedas e volumosos
cursos de água, de grandes estruturas na forma de barragens, e requerem frequentemente a
alteração do fluxo dos rios e a formação de grandes lagos artificiais.
As pequenas centrais hidroelétricas, que se destinam ao atendimento de pequenos
consumidores, como comunidades rurais e zonas isoladas, necessitam para o seu
12
funcionamento de pequenos desníveis em pequenos cursos de água e obras civis de pequeno
ou médio porte.
Dentro das diversas formas de aproveitamento da biomassa encontram-se os gasificadores,
que produzem gás combustível a partir da biomassa de resíduos (lixo urbano). Bastante
comuns são também os biodigestores, que produzem o biogás sem a presença de oxigénio, a
partir de vegetais aquáticos (algas), resíduos rurais (estrume animal), resíduos urbanos e
resíduos industriais, produzindo ainda como subproduto o biofertilizante.
A produção ou transformação de energia elétrica é sempre realizada através do uso de algum
tipo de fonte de energia, primária ou secundária. As fontes primárias são aquelas encontradas
diretamente na natureza e as secundárias são as obtidas por processos de transformação das
primárias. As fontes de energia podem também ser classificadas em renováveis ou não
renováveis, podendo ser as primeiras ainda de caráter natural, independente da ação do ser
humano – ou artificial, dependente deste [56].
3.2.1 Fontes Não Renováveis
O petróleo, o carvão mineral, o gás natural e o xisto betuminoso são exemplos de fontes não
renováveis de energia, porque não são produzidos à mesma taxa em que são consumidos e,
por essa razão, se continuarem a ser utilizados nas taxas atuais, terão os seus stocks esgotados
num curto período.
A abundância dessas fontes na natureza e a relativa erraticidade de sua obtenção e
transformação levaram ao seu uso intensivo, principalmente nos dois últimos séculos. O uso
irrestrito desses recursos, associado à falta de cuidados com o meio ambiente, inicialmente
não vislumbrados ou não verificados, simplesmente resultou, nos dias de hoje, na escassez do
petróleo em médio prazo e no comprometimento de florestas e grandes mananciais de água.
Paralelamente a isto, a fauna e a flora, diretamente afetadas pelos resíduos provenientes da
exploração e aproveitamento dessas fontes de energia, têm pago um preço muito alto.
As fontes não-renováveis de energia, ainda que hoje representem a principal força motriz nos
países desenvolvidos, precisam ser utilizadas de modo mais racional, observando-se não
apenas os fatores técnicos e económicos, mas também a extensão dos impactos ambiental e
social do seu uso.
O diesel, por exemplo, ainda é um componente importante na geração de eletricidade em
localidades isoladas e em sistemas de reserva (backup), em aplicações que não permitem a
interrupção no fornecimento de energia. Os grupos geradores diesel existentes no mercado
abrangem uma faixa ampla de potência, atendendo aos mais diversos tipos de aplicações. Os
custos de implantação dos grupos geradores a gasóleo são quase sempre mais atraentes
quando comparados com os dos sistemas renováveis de capacidade equivalente. A menor
agressão ao meio ambiente, o menor nível de ruído dos sistemas que utilizam as fontes
13
renováveis, além de seu maior tempo de vida útil, são fatores que devem ser considerados na
escolha da fonte de energia e da tecnologia utilizada. A eficiência – relação entre a energia
produzida por determinada fonte e a energia total utilizada no processo – dos grupos
geradores é baixa, situando-se entre e 30% a 40% [56].
3.2.2 Fontes Renováveis
As fontes de energia renovável são caracterizadas por não se estabelecer um limite de tempo
para a sua utilização. Trata-se de fontes limpas de energia, também conhecidas como energias
verdes, por não poluírem a atmosfera com gases que contribuem para o efeito de estufa. A
única exceção é a biomassa, uma vez que há queima de resíduos orgânicos, para obter
energia, o que origina dióxido de enxofre e óxidos de azoto [63].
Estas energias são produzidas: pelo calor do Sol, pela força do vento ou da água.
Consequentemente, uma das suas vantagens é o facto de poderem ser utilizadas localmente
evitando a grande dependência com o exterior. A despesa energética pode ser em grande parte
diminuída relativamente aos países produtores de petróleo e gás natural.
Atualmente as fontes de energia renováveis têm, ainda, um custo elevado de instalação, para
além disso existe ainda pouca sensibilização para com elas, devido, inclusive, à falta de
informação que se sente por parte dos consumidores. Ainda não existe a consciência que estas
energias podem ser uma boa alternativa para a salvaguarda do ambiente e, consequentemente,
do nosso próprio bem comum [19].
O atual modelo energético centrado no consumo dos combustíveis fósseis, pressupõem dois
problemas graves de que todos devem ter consciência: os de ordem ambiental e o facto dos
recursos energéticos fósseis serem finitos, ou seja, esgotáveis. As fontes de energia renováveis
são uma alternativa ou complemento às convencionais. Não se trata de deixar de utilizar os
combustíveis fósseis, mas sim de aprender a utilizá-los da melhor maneira e de optar por
alternativas menos prejudicais ao ambiente [70, 4].
3.3 Impactos Ambientais
Todos os tipos de aproveitamento energético conhecidos causam, de uma forma ou de outra,
algum impacto ambiental, que deve ser considerado aquando da escolha do tipo de
aproveitamento e da sua implementação. A alteração da paisagem é basicamente comum a
todos eles.
O aproveitamento do gás natural provoca a libertação de gases de combustão e de calor à
atmosfera. Existem também os riscos de vazamento e explosão no armazenamento e durante o
transporte.
As centrais hidroelétricas podem resultar em alterações importantes como a obstrução que a
barragem apresenta à passagem de nutrientes e organismos vivos, a perda de terras férteis, de
14
tipos vegetais, de reservas minerais, além de modificações na paisagem e de alterações nas
atividades socioeconómicas das populações. As grandes hidroelétricas provocam a formação
de grandes lagos e o consequente remanejamento de populações de cidades inteiras, conforme
o caso, fugindo da inevitável inundação.
Os derivados do petróleo libertam para a atmosfera calor e produtos de combustão (gases
tóxicos, poeira, compostos orgânicos) e apresentam riscos de vazamento e explosão. Devido à
grande dependência do petróleo e seus derivados, alguns países sofrem com o aumento do
nível de poluição e das taxas de doenças respiratórias por eles causados.
Países do chamado primeiro mundo, Alemanha, França e Suécia, por exemplo, dependem
bastante da produção de eletricidade através da energia nuclear. Os riscos ao Homem e ao
meio ambiente, associados a esta tecnologia fazem com que novas alternativas sejam
procuradas. Na Suécia uma decisão do Parlamento em 1980, após o acidente em Three Mile
Island (US), decidiu fechar todas as centrais nucleares do país até 2010. Entretanto, a
alternativa energética limpa que substituam a lacuna deixada pelas centrais nucleares suecas
ainda não tem porte para tal. Assim a possibilidade de revogação da decisão de 1980 é algo
viável. O governo alemão optou por fechar, até 2020, 19 centrais nucleares, sem qualquer tipo
de compensação, o que equivale a uma procura de substituir a fonte de 30% de toda a energia
elétrica produzida no país. As pressões de grupos favoráveis a esta postura esbarram em forte
resistência de indústrias que fomentaram a energia nuclear.
A biomassa pode ser considerada como sendo toda e qualquer matéria orgânica (vegetal,
animal ou micro-organismos) usada ou não na produção de energia. Apesar de várias
vantagens como o baixo custo, a capacidade de renovação e um baixo nível de resíduos
quando comparada com os combustíveis fósseis, causa a emissão de sólidos em suspensão e
de gases quentes, nocivos à atmosfera. A biomassa, quando proveniente da madeira, deve ser
utilizada com critérios que evitem desmatamentos sem controlo e qualquer processo acelerado
de desertificação e erosão de áreas.
O crescimento do uso da energia eólica no mundo é notório, especialmente em alguns países
como Alemanha, Espanha, Índia, China, Estados Unidos e Dinamarca. A energia eólica causa
pequenos impactos visuais e sonoros, interferência eletromagnética, morte e alterações da rota
migratória de pássaros. Em países como a Alemanha a preocupação com o impacto ambiental
é fundamental, pois as centrais eólicas em terra (onshore) já ocupam grandes áreas. Centrais
no mar (offshore) apresentam-se como uma alternativa para reduzir os impactos no
continente. Entretanto, transfere-se o problema para o mar e aumentam-se os custos de
implementação, operação e manutenção e, consequentemente, o valor do kWh gerado.
No caso da energia solar os impactos podem ser considerados de menor escala. Os visuais têm
sido contornados com o surgimento de tecnologias que integram os equipamentos de geração
15
às edificações. Outros impactos considerados, como os ocasionados no processo de produção
em sistemas de células fotovoltaicas, são praticamente desprezíveis [56].
As pesquisas elaboradas mundialmente para promover a redução da taxa de crescimento dos
Gases do Efeito Estufa (GEE) na atmosfera têm indicado para um conjunto de ações de curto,
médio e longo prazo. Neste conjunto leva-se em conta a substituição de combustíveis fósseis,
a adoção de medidas que tornam mais eficiente o uso da energia, criação de medidas
legislativas de contenção de emissões, investimentos no desenvolvimento das fontes
renováveis de energia [69].
A comercialização de créditos de carbono associados a projetos de autogeração e cogeração,
por exemplo, colabora oferecendo um diferencial para os compradores, tornando-os mais
atrativos comercialmente e abrindo a possibilidade de avanços mais rápidos nas tecnologias a
eles associadas [66].
Muito se discute sobre a emissão total de CO2 provocada por cada tipo de gerador elétrico.
Essas emissões não se restringem somente à operação, pois é preciso levar em consideração a
fabricação dos componentes, a implementação e o de comissionamento (desativação de
atividades poluidoras ou que atuam no processamento) dos geradores. Nos dados levantados
[76] pode-se observar que a emissão de CO2 no ciclo de vida das energias renováveis é muito
mais baixa, quando comparada às emitidas pelos geradores fósseis. Este facto faz com que
haja empenho nas comunidades ambientais para implementação das primeiras no cenário
mundial. Na Figura 3.2 pode-se observar uma síntese dessas emissões.
Fonte: Sovacool, 2008.
Figura 3.2 – Emissão total de CO2 no ciclo de vida na geração elétrica.
Assim, a comunidade científica tem vindo a propor que a substituição das energias fósseis se
intensifique, de forma que a transição para um novo perfil de consumo de energia, com menor
emissão de gases nocivos, ocorra sem as instabilidades que poderiam advir de uma escassez
das não renováveis.
Apesar de não serem isentas de problemas, como ocorre com todas as atividades humanas, em
maior ou menor grau, as fontes sustentáveis de energia surgem hoje como uma das melhores
16
opções para que se atendam os direcionamentos introduzidos pela Comissão Mundial sobre o
Meio Ambiente e o Desenvolvimento (CMMAD) para o Desenvolvimento Sustentável.
3.4 Os Gases de Efeito Estufa
O efeito estufa é um fenômeno natural e responsável pela manutenção da vida na Terra, pois a
temperatura do nosso planeta através da manutenção de um equilíbrio entre a radiação que
entra e sai da atmosfera terrestre. Basicamente, a superfície e a atmosfera da Terra são
mantidas aquecidas pela energia solar. De toda a radiação proveniente do sol, cerca de 50% é
absorvida pela superfície terrestre, 30% é refletido para o espaço pelas nuvens, neve, areai e
outros refletores e 20% é absorvida por gases e gotículas de água presentes na atmosfera.
Entretanto, nem toda radiação refletida pela superfície e pela atmosfera escapa diretamente
para o espaço. Parte dessa radiação, situada na região do infravermelho (energia em forma de
calor), é reabsorvida por moléculas presentes na atmosfera e reemitida em todas as direções
provocando um aquecimento adicional da Terra. Esse fenômeno mantém a superfície da Terra
a uma temperatura média de + 15°C, em vez de - 15°C, temperatura que predominaria se os
gases que absorvem radiação infravermelha não estivessem presentes na atmosfera. Um
aumento na concentração desses gases intensificaria o efeito estufa, provocando um
aquecimento ainda maior da atmosfera. E é justamente esse facto que tem causado tanta
preocupação pelos impactos que as mudanças climáticas causam.
A atmosfera terrestre tem na sua composição nitrogênio gasoso (N2), oxigênio diatômico (O2)
e gás argônio (Ar), mas eles não são capazes de absorver a radiação infravermelha. Outros
componentes da atmosfera, em menor concentração, como o CO2 e o vapor de água,
absorvem essa radiação e promovem o aquecimento da atmosfera, chamados de gases de
efeito estufa. As atividades humanas têm emitido para a atmosfera outros GEE, além dos já
existentes.
Fatores como o incremento da utilização de combustíveis fósseis e a destruição das florestas,
que aumentam a concentração de dióxido de carbono, além da emissão de gases como o
metano e os clorofluorcarbonetos, favorecem o aumento da temperatura global. Prevê-se que
o aquecimento global venha a ser entre 2°C e 6°C nos próximos 100 anos, o que não só
alterará o clima mundial, como também aumentará o nível médio do mar em pelo menos 30
cm, o que poderá interferir na vida de milhões de pessoas que habitam as áreas costeiras mais
baixas.
Além do aumento da temperatura e consequentemente aumento do nível das águas, o
aquecimento global acarretará vários problemas para a sociedade como, por exemplo, efeitos
sobre a saúde humana, economia e meio ambiente.
Em relação ao meio ambiente, há mudanças diretamente ligadas ao aquecimento global,
nomeadamente aumento do nível do mar, e as mudanças das condições climáticas. Estes
fatores podem interferir não apenas nas atividades humanas, mas também nos ecossistemas. O
17
aumento da temperatura global faz com que um ecossistema mude; por exemplo, algumas
espécies podem ser forçadas a sair de seus habitats, podendo resultar na sua extinção,
enquanto outras podem proliferar-se, invadindo outros ecossistemas.
Logo, a sociedade como um todo passou a dar mais importância a este assunto e começou a
procurar maneiras de amenizar as causas do aquecimento global [56].
3.5 Produção de Energia Elétrica em Angola
Empresa Nacional de Electricidade (ENE) é a empresa pública responsável pela produção,
transporte e distribuição de electricidade nos três principais sistemas eléctricos em Angola e
alguns sistemas isolados, estando presente em várias províncias angolanas. A empresa de
Distribuição de Electricidade (EDEL) é a empresa pública de distribuição responsável pelo
fornecimento de eletricidade à capital do país, Luanda. Aproximadamente 80% dos seus
clientes são consumidores domésticos. Esta empresa compra toda a sua electricidade à ENE
e, tal como a ENE, tem o estatuto de empresa pública.
A Companhia de Distribuição de Eletricidade (ENE) é responsável pela maior parte da
produção de energia elétrica em Angola, incluindo aquela que é distribuída pela Companhia
de Distribuição de Eletricidade Luanda (EDEL) na região de Luanda. As principais exceções
são a energia produzida em sistemas municipais isolados, e a autogeração de recurso feita por
empresas, pequenos comércios e lares, para o seu consumo próprio.
Em 2004 (os ultimos dados disponíveis a ter acesso), a produção ligada ao Sistema Norte da
ENE representou mais de 80% da produção total da empresa em 2004. Em 2001, este valor
situou-se nos 77%. As redes Centro e Sul representaram apenas 5% e 6% do total de 2004
respetivamente.
A produção total aumentou 8% em 2002, subindo cerca de 12% durante os anos seguintes. O
crescimento global do Sistema Norte foi de cerca de 16% em 2004, ainda que, segundo o
Ministério de Energias e Águas (MINEA), o aumento do consumo em Luanda se situe na
ordem dos 20% do total da energia produzida [1].
18
Tabela 3.1 - Produção de eletricidade da ENE em 2001-2004 (MWh).
Fonte: OECD/IEA, 2006.
Não existem estatísticas sobre as redes municipais isoladas nem sobre a autoprodução da
indústria, do comércio e dos consumidores domésticos. Contudo, as estimativas aproximadas
que seguem podem servir de referência.
Assumindo que cada um dos 23 a 50 pequenos sistemas municipais opera um gerador de 500
kW durante cinco horas por dia, a eletricidade adicional produzida por esses sistemas situarse-á na ordem dos 18000 – 40000 MWh/ano.
Baseado no facto da indústria e serviços serem conjuntamente responsáveis pelo consumo de
cerca de 40% da eletricidade da rede, o Ministério da Indústria estimou que só tenham
capacidade de dar resposta a cerca de 30% das necessidades da indústria, podendo a
autogeração de energia da indústria e dos serviços estar quase ao mesmo nível da produção
total do sistema elétrico da ENE, isto é cerca de 2000 GWh [1].
3.6 Consumo de Energia em Angola
Em 2001 (ano ao qual existe acesso de dados sobre consumo), os consumidores domésticos
foram responsáveis por cerca de 57% da eletricidade faturada, a indústria por 23%, o
comércio e serviços por 18% e a agricultura por 2%.
19
As estimativas sobre as perdas técnicas e não técnicas (furto) na rede da ENE são variadas,
mas segundo as estatísticas da ENE podem situar-se numa faixa de 18-23%, com base na
diferença entre a energia produzida e aquela que é faturada. A rede da EDEL regista 15% de
perdas técnicas, aos quais se acrescentam mais 20% em perdas não técnicas provocadas por
ligações ilegais à rede. As perdas adicionais têm origem nas dificuldades de faturação e
cobrança,
Todos os sistemas só tinham acesso a um volume restrito de energia. Por exemplo, a ENE e a
EDEL só têm capacidade para responder a uma parte da procura da indústria, enquanto muitos
consumidores domésticos e comércios que gostariam de estar ligados à rede, não se
encontram ligados a esta, particularmente se estão fora das zonas servidas pelos principais
sistemas [1].
Fonte: Dados da Estratégia de Desenvolvimento do Setor Elétrico de Angola (2002).
Figura 3.3 - Consumo de eletricidade faturada por grupos de consumidores finais
3.7 Produção e Consumo Futuro de Energia Elétrica em Angola
A Estratégia realizada para 2002 apelou a uma duplicação da produção, de 1638 GWh, em
2001, para 2803 GWh, até 2006, o que implica um aumento anual de 12% num período de
cinco anos. Apelava ainda a uma nova duplicação da produção, até 5505 GWh em 2016,
significando um crescimento anual de 7% durante este segundo período [1].
Contudo, a Estratégia não indica quaisquer condicionalismos macroeconómicos, não se
discernindo em que circunstâncias se baseiam estas previsões de crescimento. É atualmente
muito difícil prever qual vai ser a procura de eletricidade no futuro considerando que o
crescimento do setor não petrolífero da economia é muito incerto, e que depende fortemente
da capacidade e da estratégia do Governo. Não obstante, se desaparecerem os principais
20
constrangimentos como o abastecimento, incluindo a interligação dos três sistemas principais,
juntamente com outras melhorias nas redes de transporte e distribuição, estas previsões poderse-ão revelar algo conservadoras, pelo menos em relação à segunda fase. Tal acontece porque
muito do crescimento na rede elétrica poderá ter origem no simples facto das indústrias e
serviços passarem da autoprodução para o abastecimento a partir da rede [1].
Tal como é revelado pelas previsões de ponta máxima na Estratégia de 2002 (Tabela 3.2),
parece evidente que até 2016, uma nova capacidade produtiva, incluindo importações de
energia, venha a ser requerida pelo sistema no seu todo. Contudo, espera-se que o Sistema
Norte se mantenha com mais produção no decurso do período de previsão.
Fonte: OECD/IEA, 2006.
Figura 3.4 - Previsões de produção segundo a estratégia 2002 (GWh).
Tabela 3.2 - Previsão de ponta máxima 2006-2016 (MW).
Fonte: Dados de Estratégia de Desenvolvimento do Setor Elétrico de Angola, 2002
21
3.8 Capacidade Produtiva dos Sistemas Isolados em Angola
A ENE também tem vários pequenos sistemas isolados nas seguintes províncias: Cabinda,
Huambo, Uíge, Bié, Malange, Moxico e Bengo. O sistema mais importante abastece o
enclave de Cabinda, que alberga a maior parte da indústria petrolífera nacional. A soma total
da capacidade instalada destas redes isoladas é de 65,8 MW, das quais apenas 30% estavam
operacionais em 2002. Aproximadamente 96% da capacidade instalada das redes isoladas tem
origem termoelétrica, quase toda alimentada a gasóleo. As redes do Uíge e do Bié têm cada
uma, uma pequena barragem hidroelétrica (1 MW e 1,6 MW), embora nenhuma esteja
atualmente em serviço [1].
A ENE também é responsável por vários sistemas municipais de menor dimensão. Acresce
que muitos municípios possuem as suas próprias redes isoladas. A ENE presta assistência
técnica a alguns municípios. Por exemplo, a ENE abastece nove municípios nas províncias do
Huíla e Namibe através da sua rede, enquanto cerca de dezasseis outras localidades têm os
seus próprios sistemas. Os sistemas municipais isolados têm normalmente um ou dois
geradores com 250-500 kW de capacidade cada, a maioria dos quais funciona apenas durante
4-5 horas/dia, dependendo da disponibilidade de gasóleo. Pelo menos metades dos municípios
da rede Sul têm também os seus pequenos geradores de recurso [1].
22
Tabela 3.3 - Capacidade dos sistemas isolados da ENE em 2002.
Fonte: dados da Estratégia de Desenvolvimento do Setor Elétrico de Angola (2002).
23
4 Sistemas Híbridos de Energia
4.1 Introdução
Sistemas Híbridos de produção de energia elétrica são sistemas que combinam duas ou mais
fontes de produção de energia. As fontes de produção de energia poderão ser de origem
renovável, tais como energia eólica, energia solar, energia da biomassa, energia hídrica, etc.,
não renovável, de origem tais como os Geradores Diesel que consomem combustíveis fósseis
[24].
Este tipo de sistemas é atualmente estudado com grande interesse pela comunidade científica
[24] devido à sua complexidade, tanto pelas diferentes origens da produção de energia, como
também pela utilização de fontes cujos recursos não são de todo previsíveis, podendo essa
previsibilidade ser compensada pela complementaridade dos recursos. Estas configurações de
fontes de produção são geralmente de pequenas dimensões podendo funcionar em modo
isolado, fornecendo energia em zonas remotas, onde a extensão da rede elétrica acarretaria
custos excessivos e onde a dificuldade de acesso a estes locais faz com que o custo de
combustíveis fósseis poderá atingir preços insuportáveis inflacionados pelo seu transporte
[10]. Por outro lado, este tipo de integração de várias fontes poderá dar origem a sistemas
interligados com a rede elétrica.
O recente desenvolvimento de sistemas híbridos de energia é o resultado de atividades em
variados campos de investigação, incluindo os avanços tecnológicos na área da eletrónica de
potência, que permitam uma maior disponibilidade de novos componentes semicondutores,
que origina por sua vez uma eficiência melhorada, uma maior fiabilidade e qualidade do
sistema, por exemplo, o desenvolvimento de controladores automáticos de carga melhora a
operação de sistemas híbridos de energia e reduzem a necessidade de manutenção [51]. Temse notado um grande desenvolvimento em termos de métodos e de sistemas de simulação de
configurações híbridas de energia, tais como HOMER, HYBRID2, RETSCREEN etc. O
crescente desenvolvimento dos componentes que normalmente compõem este tipo de sistema
é igualmente um fator importante. Um exemplo destes componentes são os painéis solares
fotovoltaicos a entrar no mercado de longa escala, após um descrédito inicial na década de 80,
o que conduzio a um aumento da eficiência dos módulos, e à redução do seu preço. Por todas
estas razões, os sistemas híbridos, podem considerar-se com um grau de maturidade aceitável.
4.2 Classificação de Sistemas Híbridos
Os sistemas híbridos podem ser classificados de várias formas. As mais usuais são as
classificações quanto à:

Interligação com a rede elétrica convencional;
25


Prioridade de uso das fontes de energia;
Configuração.
4.2.1 Interligação com a Rede Elétrica Convencional
Quanto à interligação com a rede elétrica convencional, os sistemas híbridos são classificados
em:

Sistemas isolados (Off-Grid)
Os sistemas híbridos isolados poderão ser utilizados num vasto leque de aplicações, desde a
área de telecomunicações, eletrificação de aldeias remotas, aplicações rurais, etc.
Sistemas híbridos de energia isolados são sistemas que não estão ligados à rede elétrica
(Figura 4.1). Isto deve-se ao facto de, em determinadas situações, não ser rentável a extensão
da rede elétrica para alimentar locais de consumo. Esta é, aliás, uma das mais promissoras
aplicações de sistemas renováveis de energia, em zonas extremamente remotas, onde a
dificuldade de acesso leva a um aumento progressivo do custo de transporte de combustível
para alimentar geradores autónomos [11].
Por esta razão, as dimensões de um sistema desta natureza poderão variar, desde aplicações de
pequenas dimensões, (5000 Wh/dia para fornecer energia a uma habitação isolada), até
aplicações em larga escala, (energia a uma área de grandes dimensões, 10 MWh/dia).
Figura 4.1 - Configuração básica de um sistema híbrido isolado.
Em geral, esses sistemas necessitam de algum tipo de sistema de armazenamento, de modo a
permitir o fornecimento em período de indisponibilidade dos recursos renováveis e a
26
estabilização da tensão do sistema, podendo servir ainda como instrumento na definição de
uma estratégia de operação, que vise ao ponto ótimo de operação do sistema.
Para o transporte e distribuição da energia elétrica advinda da geração desses sistemas até as
unidades consumidoras são utilizadas as miniredes, compostas por postes, transformadores,
cabos, isoladores, etc.
Ao utilizar a baixa tensão, para um determinado consumo de potência, a corrente que passa
pelos cabos condutores é elevada e, portanto, haverá a necessidade da utilização de cabos de
maior secção, aumentando os custos da instalação. Para as redes de alta tensão, as correntes
que passam pelos condutores são menores, podendo-se utilizar cabos de secção menor que os
utilizados em baixa tensão [56].
A rede de energia elétrica pode ser monofásica ou trifásica, dependendo da potência elétrica e
do tipo de carga. Para alimentar cargas de pequena potência, como televisores, rádios,
lâmpadas e alguns motores de pequeno porte, pode-se utilizar a rede monofásica, que
apresenta um baixo custo. Onde existe grande potência elétrica absorvida, é mais indicada à
utilização da rede trifásica, proporcionando a utilização de cargas monofásicas e de cargas de
potência mais elevada, tais como motores e bombas.

Sistemas interligados (On-Grid)
São aqueles em que a energia gerada é entregue à rede elétrica convencional,
complementando assim a geração de outra fonte, que é a base de formação da rede de médio
ou grande porte (Figura 4.2). Essa forma de geração é conhecida como geração distribuída.
Figura 4.2 - Configuração básica de um sistema híbrido interligado a rede.
27
A interligação dos sistemas tem como principal vantagem o intercâmbio da energia elétrica
entre os seus diversos pontos de geração e consumo.
Para a interligação, é indispensável a utilização de equipamentos adequados, que atuem na
proteção, inversão e sincronismo do nível de tensão e frequência das fontes de geração,
garantindo assim a qualidade da energia elétrica em operação normal ou em situações de
contingência, como falta na rede, perdas de geração, entre outras [56].
4.2.2 Prioridade de Uso das Fontes de Energia
Nesse tipo de classificação, os sistemas híbridos são enquadrados em duas categorias:

Sistemas com produção maoritáriamente não renovável
A geração proveniente das fontes renováveis de energia é utilizada apenas para o suprimento
da carga no período de baixo consumo, na qual a unidade de geração a diesel operaria com
baixa eficiência, ou em complementação à geração diesel (Figura 4.3).
Fonte: Pinho, 2008
Figura 4.3 - Representação do comportamento de um sistema híbrido baseado no recurso não
renovável.
O eventual excesso da geração renovável é geralmente armazenado num banco de baterias
para utilização futura, quando necessário. Nesses sistemas a energia gerada pelas fontes
renováveis é consideravelmente inferior à média diária de consumo [56].

Sistemas com produção maoritáriamente renovável
A unidade de geração a diesel serve apenas como um sistema de reserva, que supre a carga
em condições de baixa geração renovável de alto consumo (Figura 4.4).
28
Fonte: Pinho, 2008
Figura 4.4 - Representação do comportamento de um sistema híbrido baseado no recurso renovável.
Para o suprimento da carga média diária, as fontes renováveis de energia e o banco de baterias
têm de apresentar contribuições significativas.
A dependência do local de implementação e a viabilidade técnica e económica fazem com que
os sistemas híbridos sejam projetados para operar entre os dois extremos anteriormente
mencionados.
4.2.3 Configuração
Considerando a sua configuração, os sistemas híbridos podem ser classificados em:

Série
No sistema híbrido série – denominação dada devido ao transporte da energia até as cargas
AC ser realizado em sequência – as fontes de energia renovável e não renovável (grupo
gerador a diesel) são usadas para carregar o banco de baterias. Na Figura 4.5 apresenta-se a
topologia lógica dos sistemas híbridos série [46].
29
Fonte: Pinho, 2008
Figura 4.5 - Sistema híbrido série.
As cargas DC são supridas diretamente pelo barramento DC, enquanto as cargas AC são
supridas através do inversor de tensão.
A operação do sistema pode ser de forma manual ou automática, sendo necessário um sistema
de controlo que realize a gestão do estado de carga do banco de baterias e o processo de ligar
e desligar o grupo gerador.
A principal vantagem dessa configuração é a simplicidade de implementação do projeto e as
desvantagens são:
a) A eficiência global do sistema é baixa, devido à configuração série dos elementos do
sistema. Por exemplo, a energia AC proveniente do grupo gerador flui através de dois estágios
de conversão;
b) O inversor não pode operar em paralelo com o gerador diesel; portanto, o mesmo deve ser
projetado para suprir o consumo máximo do sistema;
c) Possíveis interrupções no fornecimento de energia caso o inversor venha a apresentar
problemas operacionais [56].

Comutado
Essa configuração (Figura 4.6), apesar de suas limitações, é hoje a mais empregue nos
sistemas híbridos.
30
Fonte: Pinho, 2008
Figura 4.6 - Sistema híbrido comutado.
O banco de baterias é carregado pelas fontes renováveis e/ou pelo grupo gerador a gasóleo. A
carga AC pode ser suprida diretamente pelo Grupo Gerador Diesel, ou pelo inversor de
tensão; porém, não pelos dois ao mesmo tempo.
A comutação entre as fontes pode dar-se de maneira manual ou automática. Para a maneira
automática é necessário um sistema de controlo que monitore o consumo elétrico, a geração
renovável e o estado de carga do banco de baterias.
As principais vantagens desse sistema são:
a) Ambas as fontes (renovável ou não) podem suprir diretamente as cargas; portanto, em caso
de falta ou necessidade de manutenção de uma, a outra é acionada;
b) Aumento na eficiência global do sistema, devido à eliminação de um estágio de conversão,
para o caso de um atendimento em AC feito diretamente.
Em relação às desvantagens, podem-se citar:
a) Interrupção momentânea quando é realizado a comutação entre as fontes, no caso da
comutação manual (no caso do sistema automático utilizando chave de transferência
eletrónica, a interrupção é impercetível);
b) O grupo gerador a diesel e o inversor de tensão têm de ser projetados para suprir o
consumo máximo de energia elétrica.
31

Paralelo
Nesta configuração, uma ou mais fontes podem suprir as cargas AC nos períodos de baixo e
médio consumo, bem como duas ou mais em paralelo podem fazê-lo nos períodos de
consumo máximo, através do sincronismo entre o inversor e o grupo gerador a diesel e/ou
outra fonte renovável conectada ao barramento AC (Figura 4.7).
Fonte: Pinho, 2008
Figura 4.7 - Sistema híbrido paralelo.
Um inversor bidirecional pode carregar o banco de baterias (função retificador), ou atuar
como inversor sob operação normal. As principais vantagens desse sistema são:
a) A eficiência do grupo gerador a diesel pode ser maximizada;
b) A manutenção do grupo gerador pode ser minimizada;
c) Redução das capacidades do grupo gerador, banco de baterias, fontes renováveis e inversor
e, consequentemente, dos custos de investimento.
A obrigatoriedade de um sistema de controlo mais complexo, que garanta o sincronismo das
fontes de geração é a principal desvantagem desses sistemas, para pequenas capacidades
instaladas.
4.2.4 Potência
Em relação às capacidades nominais instaladas, sugere-se [56] a seguinte classificação para os
sistemas híbridos (Figura 4.8):
a) Microssistema híbrido: Capacidade < 1 kW. Esta faixa de potência é utilizada para o
atendimento de pequenas cargas individuais;
32
b) Sistema híbrido de pequena potência: 1 kW ≤ Capacidade < 100 kW. Esta faixa de potência
é a mais encontrada nos sistemas atualmente em operação;
c) Sistema híbrido de média potência: 100 kW ≤ Capacidade < 1000 kW. Esta faixa de
potência é tipicamente constituída por grandes capacidades relativas ao subsistema de geração
diesel-elétrica;
d) Sistema híbrido de grande potência: Capacidade > 1.000 kW. Há poucos sistemas híbridos
no mundo cuja capacidade está dentro dessa faixa.
Fonte: Pinho, 2008.
Figura 4.8 - Classificação dos sistemas híbridos quanto à potência.
Salienta-se que a classificação quanto à potência é relativa à situação atual dos sistemas,
podendo ser modificada com o desenvolvimento das capacidades dos mesmos ao longo do
tempo.
4.3 Vantagens e Desvantagens
Os sistemas hibridos de geração de energia elétrica sejam eles renováveis ou não renováveis,
com a acumulação de energia feita em baterias, representam hoje uma alternativa madura para
o suprimento de energia, devido especialmente a:




Avanços na conversão elétrica de energia através do desenvolvimento da eletrónica de
potência;
Desenvolvimento de programas computacionais para simulação e análise de sistemas
híbridos (Hybrid 2, HOMER, etc.);
Contínuo
aumento
da
eficiência
e
robustez
dos
equipamentos
geradores
(principalmente dos módulos fotovoltaicos e aerogeradores);
Desenvolvimento de sistemas de controlo automáticos mais confiáveis;
33

Desenvolvimento da tecnologia de baterias de reduzida manutenção para sistemas de
eletrificação com fontes renováveis.
Entretanto, assim como em qualquer outro sistema elétrico de geração, a utilização dos
sistemas híbridos possui vantagens e desvantagens. A indicação dessas características, obtida
através de uma análise qualitativa de fatores técnicos, económicos, ambientais e sociais, é
mostrada na Figura 4. 4.9 [56].
Fonte: Pinho, 2008.
Figura 4.9 - Vantagens e desvantagens dos sistemas híbridos para eletrificação.
34
5 Características dos Módulos PV, Gerador Diesel, Inversor,
Baterias e Cabos de Ligação.
5.1 Módulos
A tecnologia fotovoltaica utiliza células semicondutoras (wafers) para produção de energia
elétrica a partir da radiação solar. A célula comporta-se basicamente como um díodo de
junção p-n, efeito este a que se dá o nome de fotovoltaico. Os fotões incidem sobre a
superfície n, criando pares lacuna-eletrão. Devido ao campo elétrico da junção p-n, os eletrões
são forçados a circular pela carga (representada na Figura 5.1 através de RL). Estes
combinam-se com as lacunas na superfície p, que é continuamente regenerada com as lacunas
que passam a junção devido ao campo.
Fonte: Kellogg, 1998.
Figura 5.1 – Efeito Fotovoltaico.
Esta tecnologia sofreu e sofre evolução ao longo de três gerações distintas, onde a primeira
geração corresponde a células de silício cristalino (monocristalino, policristalino),
correspondendo a cerca de 90% do mercado atual. A segunda geração corresponde a
tecnologias de películas finas sobre substratos rígidos de vidro ou cerâmica (silício amorfo,
Seleneto de cobre-índio-gálio (CIGs)), correspondendo a pouco menos de 10%. Por fim, a
terceira geração, ainda numa fase inicial, corresponde a nanotecnologias para formação de
películas finas sobre substratos flexíveis (células orgânicas, termo fotovoltaica, multijunção)
[47].
35
Fonte: Kyocera , 2009.
Figura 5.2 – Painel Policristalino.
Os parâmetros mais importantes de um módulo incluem a potência de pico (Wp), a tensão em
circuito aberto (Voc), a corrente de curto-circuito (Icc), a tensão à potência máxima (Vpmax) e
a corrente à potência máxima (Ipmax). Os parâmetros dos módulos são medidos em condições
Standard Test Conditions (STC) com radiação 1000 W/m2, massa de ar 1,5 e temperatura
25ºC [58].
Deve ter-se em conta que a eficiência de uma célula solar não é igual à eficiência do módulo.
A eficiência do módulo é normalmente 1 a 3% inferior à eficiência da célula, devido à
reflexão do vidro, sombra da estrutura de montagem, temperaturas mais elevadas, etc. Os
módulos amorfos têm preços inferiores aos cristalinos, mas o seu tempo de vida e a sua
eficiência também são mais baixas [58].
Todos os parâmetros elétricos dos módulos solares dependem da temperatura. Os coeficientes
de temperatura mais comuns disponíveis nos datasheets dos módulos são:



α (Isc) – Coeficiente
de temperatura da corrente de curto-circuito;
β (Voc) – Coeficiente de temperatura da tensão
em circuito aberto;
γ (Pmax) – Coeficiente de temperatura à potência
máxima [58].
36
Fonte: PV Resources, 2010.
Figura 5.3 - Representação genérica da curva característica I-V de um módulo PV.
Teoricamente, cada painel solar tem múltiplas curvas I-V: uma para cada combinação das
condições que afetam os parâmetros STC. A melhor posição de cada curva I-V, ou seja, o
local onde é possível recolher a maior potência do módulo é no “joelho”. Esse é o Ponto de
Potência de Máxima (MPP), e a posição desse ponto varia com a temperatura e a radiação.
Em sistemas PV com baterias, um Detetor do Ponto de Potência Máxima (MPPT) monitoriza
o módulo de forma contínua para encontrar o MPP que está sempre a mudar e assim captar o
máximo de potência do módulo. Nos sistemas ligados à rede, a tecnologia MPPT é
incorporada em todos os inversores [74].
Fonte: International Energy Agency, 2010.
Figura 5.4 - Desempenho e preços das diferentes tecnologias de módulos PV em 2008.
37
Com base em dados recolhidos através do projecto de mestrado [79], foram construídos os
gráficos das Figura 5.5 e Figura 5.6, que mostram os diversos rendimentos atualmente
apresentados pelas várias tecnologias existentes no mercado, e apresentam a relação entre a
potência máxima dos painéis PV e o seu rendimento. Os dados da Figura 5.5 dizem respeito
aos diferentes valores de rendimento apresentados por painéis de diferentes tecnologias
(dados indicados pelas marcas que os comercializam).
27 Anos
Fonte: Bonito, 2011.
Figura 5.5 - Representação gráfica dos diferentes valores dos rendimentos apresentados pelos
painéis de diversas tecnologias ao longo da sua existência.
Os painéis com rendimento mais elevado são os de tecnologia monocristalina seguidos pelos
policristalinos, sendo estes os mais utilizados no mercado PV. As tecnologias thin film
apresentam, um rendimento ainda muito abaixo, das tecnologias cristalinas.
Fonte: Bonito, 2011.
Figura 5.6 - Relação entre a potência máxima de painéis PV e o seu rendimento.
38
Em geral, quanto maior é a potência máxima apresentada por um painel PV, maior é o seu
rendimento. As tecnologias que apresentam maiores valores de potência (e consequentemente
maiores rendimentos) são as cristalinas, apresentando a monocristalina rendimentos
superiores à policristalina (uma vez que esta não apresenta valores de potência tão elevados).
A maior parte dos valores de potência situa-se entre 50 e 300W, numa gama de rendimentos
entre 13 e 15%. A tecnologia thin film de silício é a que apresenta valores mais baixos de
rendimento.
Importante salientar que não foi dado relevo a seguidores solares, visto que, para países em
desenvolvimento, a inerente necessidade de manutenção, torna-se complicada.
5.2 Gerador Diesel
Para atenuar o efeito da diminuição de produção de origem renovável durante períodos de
pouca disponibilidade de recursos endógenos, durante a noite e/ou em períodos em que se
registe que os sistemas fotovoltaicos necessitem de um sistema de apoio. Este sistema irá
permitir, por um lado diminuir as necessidades de capacidade de armazenamento do sistema e
por outro, aumentar a fiabilidade do conjunto, em termos de diminuição do fator de
probabilidade de perda de carga (Loss of Load Probability).
A capacidade do Gerador Diesel a instalar em determinado sistema depende principalmente
do seu modo de interligação com o mesmo, do tipo e da natureza da carga. Se o gerador for
planeado para uma ligação direta à carga, então a sua potência nominal deverá ser prevista no
mínimo para o pico da carga. Se, por outro lado, estiver interligado ao sistema, através de
baterias, então a corrente produzida pelo gerador não deverá ultrapassar o valor de CAh/5,
isto é, uma bateria de Capacidade = 200 Ah, a ser (des)carregada em 5 horas, terá uma taxa
C/5 = 200/5, portanto 40 A durante 5 horas, onde CAh corresponde à capacidade em ampereshora da bateria [51].
Os geradores a gasóleo desempenham um papel fundamental, em termos de otimização do
controlo do sistema. Vários autores referem que, se o gerador trabalha normalmente na gama
dos 70% a 90% da sua potência nominal, então a sua utilização é economicamente eficiente.
Para além da sua utilização em horas de pico de carga, estes podem ter um papel importante,
numa utilização eficiente do banco de baterias, podendo proceder à sua carga, evitando longas
utilizações destas em estados de carga baixos que diminuem a sua duração total.
Chambers et al. [21] desenvolveram um modo de seleção de Geradores Diesel para pequenas
comunidades rurais. Estes procediam à comparação dos geradores através de dois métodos,
Escalonamento (Unit Commitment) e Pré-despacho Económico, utilizando vários geradores
em simultâneo.
A operação do Sistema de Energia Elétrica deve ser conduzida de forma a otimizar o custo de
produção e garantir a segurança do fornecimento. Assim, o escalonamento e o pré- despacho
39
são um problema de otimização, onde se pretende um regime de funcionamento que conduza
ao mínimo custo, satisfazendo a carga e respeitando todos os limites técnicos.
Em cada período de funcionamento existe uma carga prevista que é necessário alimentar,
assim o problema do escalonamento consiste em escolher as máquinas que deverão ser
usadas para alimentar a carga prevista da forma mais económica.
Figura 5.7 -
Fonte: Viana, 2004.
Esquematização do problema do Unit Commitment e pré-despacho [82].
Nos problemas de escalonamento e pré-despacho existe um conjunto de decisões a tomar que
levam à distribuição da carga pelos geradores do sistema de energia elétrica. O problema da
escolha dos geradores a funcionar consiste num problema económico, onde toda a carga deve
ser alimentada considerando tempos de arranque e paragem dos grupos produtores, limites de
produção, etc.
Isto leva a um método de resolução de duas fases (Figura 5.8). Em primeiro lugar, para cada
período de tempo, deve ser decidido quais as unidades de geração que estão ligadas ou
desligadas. Em segundo lugar, o problema é dissociado em T subproblemas, sendo T o
número de períodos, e para cada subproblema, é calculado a produção de cada unidade
geradora [82].
O pré-despacho consiste numa antecipação para um horizonte temporal de 3 a 7 dias da carga
a atribuir a cada grupo, com o fim de tomar em consideração os custos de funcionamento,
associados ao consumo de combustível.
Para resolver o problema é necessário encontrar todas as soluções possíveis, isto é, os estados
de funcionamento possíveis das máquinas em cada período. Para isso realizaram-se todas as
combinações possíveis com o número de máquinas existentes. No entanto algumas dessas
combinações revelam-se impossíveis devido ao cumprimento dos limites técnicos dos
geradores.
40
No cálculo do pré-despacho deve ter em consideração uma percentagem de reserva girante,
isto é, potência disponível para fazer face a súbitos aumentos de potência ou a saídas forçadas
de serviço de uma ou mais máquinas. Assim, a reserva girante corresponde à potência total
das máquinas em funcionamento menos a carga total prevista em cada período.
O problema da otimização do unit commitment reside no espaço de soluções existentes, isto é,
no número de estados onde a solução ótima pode residir.
Ao incluir em alguns dos sistemas a estudar um meio de armazenamento de energia, a
problemática da otimização da operação não é simplificada, ao não incluir em alguns sistemas
a estudar um meio de armazenamento de energia, a problemática da otimização da operação é
simplificada, levando, no entanto a custos excessivos devido ao elevado consumo de
combustível nos geradores a gasóleo.
5.3 Inversores
A tensão de entrada do inversor depende da potência do mesmo. Para potências baixas, na
ordem dos 100 W, a tensão é de 12 ou de 24 V e para potências mais elevadas é de 48 V ou
mais. Os inversores podem ser ligados em paralelo quando são necessárias grandes potências.
Os inversores que ligam o sistema PV e a rede pública são projetados de modo a permitir
transferências de energia para esta. De acordo com os princípios de funcionamento existem
diversos tipos de inversores, necessitando os sistemas híbridos de inversores com projetos
especiais. Na maioria dos casos, um bom inversor inclui também um regulador eletrónico de
carga. Os inversores modernos são os dispositivos eletrónicos mais sofisticados que se
encontram implementados num sistema PV [57].
Os parâmetros mais importantes nos inversores são a potência AC e DC nominal, a gama de
valores da tensão do MPP, a corrente e tensão máxima DC/AC e a corrente e tensão nominais
DC/AC. Outros parâmetros são a potência em standby, potência em modo noite, fator de
potência, distorção, nível de ruído, etc. [57].
A eficiência (ɳ) de um inversor é a relação entre a potência AC (PAC) e a potência DC (PDC),
como mostra a Equação 1 [57].
(1)
Para estabelecer comparações entre diferentes inversores e/ou entre inversores que funcionam
sob diferentes condições climátéricas, foi definida a eficiência média europeia ( UE) presente
na Equação 2 [57].
=0,03
(2)
Apesar dos modestos volumes de produção, os inversores evoluíram de forma significativa
desde 1980 através de inovações no fabrico e melhorias nas tecnologias. Durante a referida
41
década, os inversores eram volumosos, pesados, difíceis de instalar, instáveis, a sua eficiência
situava-se entre 85 e 90% e eram dispositivos que apenas faziam a conversão DC para AC.
Em 1991 verificou-se a primeira produção em série de grande escala de inversores, para
módulos PV. No final da década de 1990 surgiram projetos sem transformador e com alta
frequência que atingiram eficiências acima de 95% [53].
A tecnologia varia consideravelmente de fabricante para fabricante, levando a diferenças na
eficiência, tamanho, peso, fiabilidade, etc. Estes fatores influenciam o custo de produção e os
preços que os consumidores estão dispostos a pagar. Outras características adicionais, tais
como monitorização e armazenamento de dados podem levar a diferenças substanciais de
preços entre inversores com a mesma potência. Na análise das tendências de preços dos
inversores ao longo do tempo, deve ser tida em conta a evolução de todas as características
dos inversores. Nos últimos 5 a 10 anos, a fiabilidade, a facilidade de instalação, a eficiência,
o tamanho e o peso, etc., registaram melhorias significativas. Como resultado dessa evolução,
uma simples análise de preço por kW não é representativa da real melhoria nos inversores
[53].
Fonte: Solar Market Research and Analysis, 2011.
Figura 5.9 - Evolução dos preços por Watt dos inversores entre dezembro de 2008 e abril de 2011,
nos Estados Unidos (USD) e na Europa (€).
O aumento da produção e de novos intervenientes de mercado levaram a uma redução do
preço dos produtos nos anos que antecederam 2008. A partir do final desse ano os preços nos
Estados Unidos mantiveram-se constantes (e pouco acima de 0,7 USD/W) até abril de 2011.
Na Europa os preços oscilaram entre os 0,5 e os 0,6 €/W no mesmo período, ficando
ligeiramente abaixo de 0,5 €/W em finais de 2009 e início de 2010. Os preços são de 0,5 €/W
[42].
42
Com base em curvas de previsão, as reduções de custos previstas para 2020 não serão
atingidas com o atual crescimento de mercado. Os preços dos inversores diminuíram cerca de
10% com a duplicação da produção acumulada, comparativamente com 20% nos módulos
PV. De modo a aumentar a probabilidade de atingir os objetivos da indústria, que são
necessários para que o mercado PV se tornar sustentável a longo prazo, contem um apoio
contínuo da parte do governo para pesquisas e desenvolvimento nos inversores [53].
A indústria PV enfrenta significativos desafios para alcançar os objetivos a longo prazo para
melhorias de custo e desempenho. Pesquisas mostram que a curva de desenvolvimento dos
inversores é mais lenta do que a dos módulos, o que significa que as melhorias de custo e
desempenho se situam muito abaixo das dos módulos.
Os fabricantes defendem que projetar inversores para mais de 15 anos não é prático e, em
geral, não é necessário e que a questão mais importante para o consumidor é um baixo custo
inicial [53]. Os inversores representam cerca de 8% do custo de uma instalação solar e, visto
que estes ocupam o elo mais fraco na cadeia de fiabilidade, os fornecedores têm reforçado a
qualidade e as suas garantias [31].
No passado, os inversores eram uma parte negligenciada dos sistemas PV – provavelmente
porque o seu custo representava uma pequena parte do custo destes. Recentemente os
inversores tornaram-se muito importantes para os clientes devido à escassez que se verificou
no final de 2009 e que foi responsável pelo atraso na ligação de centenas de instalações. Ao
contrário do mercado dos módulos PV, a capacidade total de produção dos inversores não é
muito maior do que a procura anual. Assim, a falta de inversores provocou um enorme
estrangulamento no final de 2009 que afetou toda a indústria PV.
Ao passo que os fornecedores de módulos PV gozam de uma forte procura e preços estáveis,
uma espiral de procura deixou os fornecedores de inversores PV com novos problemas.
Graves problemas na cadeia de abastecimento deixaram os fabricantes limitados não pela sua
capacidade de produção, mas pela disponibilidade de materiais. Assim, os tempos de espera
por inversores continuam a limitar a expansão do mercado PV, levando os fabricantes de
módulos a comunicar o impacto negativo causado por este atraso.
Com base nos gráficos das Error! Reference source not found. e Figura 5.10 recolhidos do
projecto de mestrado [79], em que estes mostram a relação entre a corrente e a potência
máxima à saída de inversores monofásicos e trifásicos, e a relação entre o rendimento e a
potência máxima que os inversores atualmente fornecem.
43
Fonte: Bonito, 2011.
Figura 5.11 - Relação entre a corrente e a potência máxima à saída do inversor (monofásico e
trifásico).
Os inversores trifásicos apresentam valores mais elevados do que os monofásicos, o que seria
de esperar, visto que os inversores trifásicos são usados para instalações que requerem
maiores níveis de potência.
Fonte: Bonito, 2011.
Figura 5.12- Relação entre o rendimento do inversor e a sua potência máxima.
Os valores de rendimento dos inversores são em média muito elevados, situando-se entre 94 e
98%, tanto no caso de inversores monofásicos como trifásicos. Um aumento de potência não
significa necessariamente um aumento de rendimento.
5.4 Baterias
Para um sistema de fornecimento de energia elétrica com fontes renováveis, a funcionar em
modo isolado, o uso de um sistema de armazenamento de energia é indispensável, tanto em
44
termos económicos, visto evitar redundância de produção, assim como em termos de
fiabilidade, permitindo fornecer em altura de pouca disponibilidade de recursos endógenos.
As baterias armazenam energia na forma eletroquímica, existindo dois tipos de baterias
eletroquímicas, as primárias, convertendo energia química em energia elétrica de uma forma
não reversível, e as baterias secundárias, também conhecidas por baterias recarregáveis,
convertendo energia elétrica em química quando carregada, e energia química em elétrica
durante a sua descarga. Este último tipo de baterias tem uma eficiência global entre 70% a
80% [83].
A escolha do eletroquímico a utilizar para uma determinada aplicação depende do tipo de
performance desejada e da otimização dos custos. As baterias escolhidas para dar suporte aos
sistemas no armazenamento de energia foram as de gel-chumbo que constitui uma versão
melhorada da normal bateria de ácido-chumbo. Neste caso, o ácido sulfúrico é imobilizado
pelo recurso a aditivos, passando a ter a consistência de um gel. As suas principais vantagens
são:





Não tem problemas de estratificação e é caracterizada por uma reduzida sulfatação do
ácido;
Possui um maior ciclo de vida útil;
Não liberta gases, pelo que permite o seu uso mesmo para fracas condições de
ventilação;
O invólucro é completamente selado, isento de derrames, o que permite a instalação da
bateria em qualquer posição e localização;
Não requer cuidados de manutenção, uma vez que não existe a necessidade de repor o
nível do eletrólito durante o seu tempo de vida [25].
As baterias de eletrólito fluido são sistemas ventilados, em que as respetivas válvulas
permitem a libertação dos gases e a adição de água, por forma a repor o nível do eletrólito.
Em contraste, as baterias de gel não requerem nenhum ventilador, dado que em condições
normais de funcionamento não existe a necessidade de adicionar água. Estas baterias são
então seladas, vindo apenas equipadas com uma válvula de segurança, que permite a
libertação dos gases que se foram acumulando, em resultado das sobrecargas da bateria. Por
este motivo, as baterias de gel não requerem especiais cuidados de manutenção e são
designadas por baterias de ácido de chumbo reguladas por válvulas (VRLA).
45
Fonte: Deutsche Exide Standby GmbH.
Figura 5.13 - Vista de uma bateria VRLA.
A curva característica da bateria de gel da Error! Reference source not found., mostra que
para uma bateria VRLA (de marca "Sonnenschein") é possível obter um número de 1000
ciclos de carga/descarga, para uma profundidade de descarga máxima de 50%. O número de
ciclos é assim superior ao dobro daquele que se verifica para a bateria húmida de eletrólito
fluido, em condições equivalentes. O dimensionamento típico da bateria para uma
profundidade de descarga máxima de 30% implica um número de 2000 ciclos para a bateria
de gel, mas apenas de 700 ciclos para a bateria húmida. As baterias de gel têm um maior
período de vida, mas são mais caras do que as baterias húmidas. O campo de aplicação para
estas baterias vai, claramente, no sentido de uma utilização permanente, para vários anos de
vida útil [25].
46
Fonte: Pinho, 2008.
Figura 5.14 - Ciclo de vida útil das baterias de ácido de chumbo. O número de ciclos depende do tipo
de bateria e da profundidade de descarga.
A capacidade da célula, C, é medida em Ampére-hora (Ah). Isto significa que a bateria pode
fornecer C ampéres numa hora ou C/n ampéres em n horas. Um parâmetro importante para
definição do estado da bateria é o seu estado de carga, State of Charge (SOC). Este é definido
em qualquer momento por [55]:
(3)
Outras características deverão ser levadas em consideração, tais como a tensão de
carga/descarga da bateria. A tensão é máxima quando a bateria está completamente carregada.
Quando esta começa a ser descarregada, a tensão começa a diminuir rapidamente. Por outro
lado, se a bateria está a ser carregada, a tensão aumenta rapidamente de início, estabilizando
num valor final quando a bateria está completamente carregada (SOC=1).
Outro aspeto importante das baterias é o rácio carga/descarga. Quando uma bateria sofre uma
certa descarga, irá necessitar de um valor Ah algo superior ao que foi descarregado para
atingir a carga total. Este valor irá depender da temperatura a que a bateria está sujeita e da
taxa de carga/descarga da mesma, ou seja, a velocidade a que é carregada/descarregada.
Se a energia total de uma bateria for descarregada em 10 horas, fluirá muito maior corrente do
que aquela que se verifica para uma descarga total em 100 horas. Por exemplo, para uma
descarga em 100 horas, se uma bateria tiver uma capacidade de C100 = 100 Ah, pode ser
descarregada durante 100 horas com uma corrente de 1 A. Se a mesma bateria for
47
descarregada com uma intensidade de corrente de 8 A, a tensão de descarga é atingida ao fim
de 10h, pelo que apenas pode fornecer 80 Ah. Assim, a capacidade de uma bateria C10 é de
80 Ah. Normalmente o fabricante indica qual das capacidades é a nominal. Geralmente para
baterias estacionárias é C10, para baterias de arranque é C20 e para baterias solares é C100
[25].
Quando a bateria não está a ser utilizada, poderá ocorrer uma descarga lenta desta. A esta
situação dá-se o nome de autodescarga, self-discharge rate (SDR). Para manter a bateria no
estado completamente carregado, procede-se a um carregamento lento, de nome tricklecharge, para contornar a autodescarga.
Estando a bateria completamente carregada, qualquer carga fornecida adicionalmente irá ser
transformada em calor. Se esta situação continuar, as baterias poderão danificar-se por
sulfatação e estratificação do eletrólito, existindo um risco potencial de explosão. Por isso, em
sistemas solares ou Híbridos é importante controlar a carga da bateria, através de reguladores
ou outro tipo de sistemas.
A temperatura de funcionamento da bateria possui também uma grande influência na
performance desta. De referir que a capacidade e a eficiência do processo de carga diminuem
com o aumento da temperatura, o valor de autodescarga aumenta com a temperatura e a
resistência interna da bateria varia inversamente ao aumento da temperatura.
A percentagem de descarga, causada pelo efeito da temperatura, na capacidade das baterias é
apresentada na Tabela 5.1. Acima dos 20ºC, a capacidade das baterias aumenta 4% em cada
10ºC. Abaixo dos 10ºC, a capacidade das baterias vai descendo à medida que a temperatura
desce, quando a temperatura atinge - 35ºC, metade da capacidade das baterias é perdida.
Tabela 5.2 - Capacidade versus Temperatura.
TEMPERATURA
°C
50
40
30
20
10
0
-10
-20
-30
-40
CAPACIDADE
%
112
108
104
100
94
86
78
67
56
45
Fonte: http://geopubs.wr.usgs.gov/open-file/of00-128/, 2012.
Em termos de duração total de uma bateria, esta depende de dois fatores, da sua composição
física e do modo como é utilizada.
O tempo de vida limitada pela sua composição, também denominado de float life, é a máxima
duração da bateria até necessitar de substituição. Esta limitação está associada ao efeito
causado pela corrosão nas baterias, altamente influenciado pela temperatura. Temperaturas
ambientes elevadas permitem um meio mais favorável para a aceleração da corrosão. Desta
forma, as baterias deverão ser mantidas em meios arejados.
48
De forma a compreender como o modo como as baterias são utilizadas influenciam a sua
duração, é necessário ter em conta o número de ciclos desta. A cada processo compreendido
por carga e posterior descarga forma-se um ciclo. Ainda que idealmente, o banco de baterias
seja composto por um número infinito de ciclos, na realidade nota-se que o número de ciclos
total é limitado e dependente do nível ao qual a bateria é descarregada, isto é, da profundidade
de descarga, depth of discharge (DOD), ou seja, a percentagem de energia que é retirada da
bateria, o qual possui um valor limite que não deve ser ultrapassado para evitar a degradação
do eletrólito.
As baterias usadas nos sistemas autónomos deverão ter as seguintes características:







Boa relação desempenho/preço;
Reduzidas exigências em termos de manutenção;
Longo período de vida útil;
Reduzida autodescarga;
Elevada capacidade de armazenamento;
Resistência mecânica à vibração (para o transporte);
Proteção contra a ocorrência de riscos para o meio ambiente e para a saúde
(reciclável).
No entanto, na prática, nenhuma bateria alcança o conjunto de requisitos acima referidos,
mesmo quando se retira a exigência mais dominante: o baixo custo [30].
A simples bateria de gel constitui a melhor solução dado que é mais segura, não requer
cuidados de manutenção, possui um maior tempo de vida útil e apresenta custos reduzidos
[25].
5.4.1 Controladores de Carga
O controlador de carga mede a tensão da bateria e protege-a contra a possibilidade de
sobrecargas. Isto pode ser conseguido através de:



Desligar o gerador PV quando é ultrapassada a tensão máxima de carga, através de um
controlador série;
Estabelecer um curto-circuito no gerador PV, através de um controlador shunt;
Ajustar a tensão, através de um controlador de carga MPP [25].
Para baixos níveis de radiação, a tensão PV é inferior à tensão da bateria, o que conduz à
descarga da bateria através do gerador. Para prevenir esta situação são utilizados díodos de
bloqueio do gerador, normalmente integrados com o controlador de carga. As principais
tarefas de um controlador de carga podem resumir-se à proteção contra sobrecargas,
prevenção de descargas indesejáveis, proteção contra descargas profundas e informação do
estado de carga.
49
Dado que a tensão na bateria determina o ponto operacional da curva característica do gerador
PV e que por esse motivo o gerador raramente funciona no MPP, os controladores de carga
série e shunt nem sempre conseguem fazer o melhor aproveitamento da energia solar
disponível. Isto pode ser evitado utilizando um sistema de rastreio MPP, que consiste
essencialmente num conversor DC/DC regulado. A regulação é executada pelo MPPT, que
em cada 5 minutos “varre” a curva I-V do gerador PV e determina o MPP. O conversor
DC/DC é então regulado de modo a tomar a máxima potência disponível do gerador,
ajustando por outro lado o sinal de saída em função da tensão de carga da bateria. Por razões
económicas, os controladores de carga MPP só são usados com maior frequência para
potências PV superiores a 500 W [25].
5.5 Cabos de Ligação
Para a instalação elétrica de um sistema PV apenas devem ser usados cabos que cumpram os
requisitos específicos para este tipo de aplicações. É também conveniente fazer a distinção
entre os cabos de módulos, cabo principal DC e cabo do ramal AC. Designam-se por cabos de
módulo ou cabos de fileira, os condutores que estabelecem a ligação elétrica entre os módulos
individuais de um gerador solar e a caixa de junção do gerador.
Estes cabos são geralmente aplicados no exterior. Com o objetivo de garantir proteção contra
a ocorrência de defeitos de terra bem como de curto-circuitos, os condutores positivos e
negativos não podem ser colocados lado a lado no mesmo cabo. Os cabos monocondutores
com isolamento duplo têm sido a melhor solução, oferecendo uma elevada segurança. O cabo
correspondente ao condutor principal DC estabelece a ligação entre a caixa de junção do
gerador e o inversor. Se a caixa de junção do gerador estiver localizada no exterior, estes
cabos devem ser entubados, uma vez que não são resistentes aos raios ultravioleta. O cabo de
ligação AC liga o inversor à rede recetora, através do equipamento de proteção. No caso dos
inversores trifásicos, a ligação à rede de baixa tensão é efetuada com um cabo de cinco pólos.
Para os inversores monofásicos é usado um cabo de três pólos [6].
5.6 Equipamento de Proteção
Na eventualidade de ocorrência de defeitos ou para realização de trabalhos de manutenção e
de reparação é necessário isolar o inversor do gerador PV, utilizando para isso o interruptor
principal DC. É conveniente que este tenha poder de corte suficiente para permitir a abertura
do circuito DC em condições de segurança. Deve também ser dimensionado para a tensão
máxima em circuito aberto do gerador solar bem como para a corrente máxima. Para a
proteção contra sobreintensidades são usados disjuntores, que podem voltar a ser rearmados
depois de dispararem. Estes isolam automaticamente o sistema PV da rede elétrica caso
ocorra uma sobrecarga ou curto-circuito e são frequentemente utilizados como interruptores
AC. Os disjuntores diferenciais, que são aparelhos de proteção sensíveis à corrente residual
50
diferencial, “observam” a corrente que flui nos condutores de ida e de retorno do circuito
elétrico e, caso a diferença entre ambas as correntes ultrapasse os 30 mA, estes atuam em
menos de 0,2 segundos. Estes dispositivos irão disparar se ocorrer uma falha de isolamento,
um contacto direto ou indireto [6].
51
6 SOFTWARE
A simulação a partir do software HOMER permite emular o funcionamento dos geradores e
equipamentos e assim avaliar os impactos associados às mudanças estruturais em um modelo.
O objetivo é minimizar ou maximizar algumas medidas de desempenho do sistema. Os
impactos são determinados por meio de análise das variáveis de saída.
O desenvolvimento de técnicas de otimização permite a melhoria da coordenação e do
controle das atividades administrativas, inclusive na alocação de recursos para estas
atividades. Estes dois processos, simulação e otimização, vêm-se integrando a partir de 2000
[5].
Define-se análise de sensibilidade como a técnica que permite, de forma controlada, perceber
o comportamento das variações de parâmetros, ou recursos disponíveis nas simulações já
otimizadas.
Considera-se que as variáveis não são igualmente importantes ao seu efeito sobre a resposta
do modelo. Por isto, deve-se selecionar as variáveis que irão compor o espaço de procura da
otimização, uma vez que quanto menos variáveis houver, mais rápido se torna a otimização
[5].
6.1 Software HOMER
No presente trabalho, utilizou-se do software Hybrid Optimization Model for Electric
Renewables, Modelo Híbrido de Otimização para Geradores Elétricos Sustentáveis, em
tradução livre, que forma o acrónimo HOMER, com as palavras originais em inglês. O
programa HOMER, empregado neste trabalho, é utilizado na modelação com a finalidade de
simular os sistemas híbridos de microgeração de energia.
Desenvolvido pelo National Renewable Energy Laboratory (NREL), órgão ligado ao U.S.
Departament of Energy (DOE), tem como objetivo é prever o desenho de sistemas
descentralizados, realizando a avaliação de um grande número de configurações. A ideia é
identificar o sistema de menor custo capaz de suprir o consumo de energia elétrica de um
determinado consumidor.
O HOMER permite aos seus utilizadores, uma comparação de diferentes opções de projetos
de sistemas (renováveis ou não renováveis), com base na análise técnica e económica.
Também auxilia na compreensão e quantificação dos efeitos da incerteza ou mudanças sobre
o sistema a partir dos dados de entrada. O programa modela o comportamento físico do
sistema de energia e seus custos de vida, que é o custo total da instalação e operação do
sistema ao longo da vida útil. O modelo de otimização foi desenvolvido com o objetivo de
53
prever a configuração de sistemas descentralizados, avaliando várias alternativas possíveis,
procurando a solução ótima do sistema [28].
O programa pode executar três importantes tarefas: a simulação, a otimização e a análise de
sensibilidade. Na simulação, o programa calcula, para cada configuração em particular, o
balanço energético para cada uma das 8760 horas do ano, para determinar a viabilidade
técnica e o custo do ciclo de vida do sistema. Uma solução é considerada exequível se esta
pode garantir atender à carga e ao mesmo tempo, satisfazer às restrições impostas pelo
usuário.
Na otimização, o programa simula várias configurações diferentes de sistemas na procura
daquela que satisfaça as restrições técnicas e possua o menor custo sobre a vida útil do
projeto. No processo da análise de sensibilidade, o HOMER realiza múltiplas otimizações, a
partir de uma variação nos dados de entrada, medindo o efeito das incertezas e variações de
entrada sobre o projeto. A Figura 6.1 ilustra a relação entre a simulação, otimização e análise
de sensibilidade do programa.
Fonte: HOMER, 2012.
Figura 6.1 - Relação entre simulação, otimização e análise de sensibilidade.
A cada hora do dia, o programa compara a potência requerida pela carga e a capacidade do
sistema em fornecer energia, decidindo como as fontes definidas pelo usuário são
despachadas. O parametro que o HOMER utiliza para representar o custo do sistema durante a
vida útil dele é o valor atual líquido (VAL). A otimização determina o valor ótimo das
variáveis que o utilizador pode controlar, tais como os diferentes componentes, capacidades e
quantidades de cada componente. No HOMER, a solução ótima é considerada aquela que
satisfaz as restrições impostas pelo utilizador, e que apresenta menor VAL. No processo de
otimização, o programa simula várias configurações diferentes, descartando aquelas em que
as soluções não são factíveis, criando uma lista das soluções possíveis ordenadas do menor ao
maior VAL.
A análise de sensibilidade ajuda a estimar os efeitos das incertezas ou mudanças nas variáveis
sobre as quais o utilizador não tem controlo, tais como a média da radiação solar ou preço
54
futuro de um combustível ou componente. Nesta análise, o HOMER executa múltiplos
processos de otimização, que dependem do conjunto de variáveis levadas em consideração. A
análise de sensibilidade pode ajudar o utilizador a compreender os efeitos de incertezas
inerentes a esse tipo de projeto, auxiliando na tomada de decisões sobre diferentes condições
de incertezas. A Figura 6.2 apresenta o fluxograma básico geral do programa.
Fonte: [34].
Figura 6.2 - Fluxograma básico de funcionamento do HOMER.
Para calcular o VAL, o HOMER calcula o custo de cada componente para o período de um
ano, denominando custo anual (Cann). O custo anual de um componente é igual ao custo
anual de operação, mais o custo do capital e custo de reposição anual sobre a vida útil do
projeto. O HOMER soma o valor anual de cada componente para encontrar o custo total anual
(Ctotal_ann). A Equação 4 é a utilizada para o cálculo do valor atual líquido:
(4)
55
em que:
Ctotal_ann - custo total anual;
FRC (t, i) - fator de recuperação de capital;
t - tempo estimado do projeto;
i - taxa de juro real.
O fator de recuperação do capital pode ser calculado por [16]:
(5)
O HOMER define o custo nivelado de energia (COE) como a média do custo por kWh de
energia elétrica útil produzida pelo sistema no período de análise. Para o cálculo do COE, o
HOMER divide o custo total anual de produção de eletricidade pela energia útil consumida
pela carga, de acordo com a Equação 6.
(6)
6.2 Valor Atual Líquido, Taxa Interna de Rendibilidade e Tempo de
Retorno do Investimento.
Em um estudo sobre análise técnica e económica de unidades geradoras de energia, deve ter
em consideração o cálculo do Valor Atual Líquido. Segundo Marchetti [46], o VAL revela
uma expectativa de ganho de capital acima (se possuir um valor positivo) e abaixo (se
negativo) do retorno mínimo esperado, considerado na taxa de desconto do fluxo de
tesouraria. Isto significa que se o Valor Atual das Entradas de tesouraria é, no mínimo, igual
ao Valor Atual das Saídas de tesouraria, então o investimento é viável. Nos casos em que o
VAL for negativo, por não satisfazer as expectativas de retorno, rejeita-se a viabilidade do
projeto.
Tratando-se o VAL de uma medida de valor que requer a definição de uma taxa de
atualização (TA), não há um único valor atual líquido, mas inúmeros, um para cada taxa de
atualização considerada. Entretanto, a uma taxa de atualização apropriada, o VAL é a medida
do mérito que oferece maior segurança na decisão, porque supõe que os fluxos gerados
possam ser reinvestidos à taxa de atualização considerada, além de em conta o investimento
inicial e seu custo de oportunidade.
56
Em termos práticos, para estes estudos, deve-se encontrar de forma complementar a Taxa de
Retorno do Investimento (TRI), que é uma taxa única de juros que resume os resultados de
um projeto. O TRI sobre um investimento é o retorno necessário que resulta em um VAL,
zero quando ela é usada como a taxa de atualização [64, 54]. O seu cálculo não exige o
emprego de uma taxa mínima de atualização. O TRI é suficiente para decidir a aceitação ou
rejeição de um empreendimento isolado, mas não é suficiente quando se trata da escolha entre
várias alternativas. Neste último caso, deixa de ser medida satisfatória. O TRI mais elevado
não mostra sempre a melhor escolha, pois a maior taxa nem sempre significa o maior retorno
financeiro, sem considerar o VAL. Isto porque ao se comparar o fluxo de tesouraria total, o
fluxo da alternativa de taxa de atualização mais baixa pode ter um retorno mais lento, no
entanto pode possuir um VAL mais alto [64, 46].
Deve-se ter em conta também o período de retorno do investimento (payback period),
conhecido apenas como payback, prazo de recuperação do capital ou período de retorno. É o
período de tempo que um projeto leva para recuperar o capital inicialmente investido. É
usualmente utilizado na avaliação de projetos mutuamente exclusivos. Na prática, como
ocorre fluxo de tesouraria de valor variável ao longo do tempo, é necessário recorrer a outras
expressões. Com base na regra do período de retorno, um investimento é aceitável se o seu
período de retorno calculado for menor do que o número pré-estabelecido de anos.
Esta é uma ferramenta útil que permite a apreciação da rentabilidade de um investimento ao
longo do tempo. Em geral, quanto menor o payback melhor o investimento. É prática corrente
na análise de investimentos fixar-se um valor para o período de recuperação do investimento
máximo aceitável. Este período é estabelecido pelo investidor. Apesar da sua popularidade, o
payback tem como desvantagem não levar em conta o valor do dinheiro no tempo, por isto
adota-se uma variação no período de retorno, o período de retorno descontado, que corrige
esse problema em particular.
57
7 MODELAÇÃO
Neste capítulo é efetuada uma descrição de todos os métodos utilizados no trabalho. O
programa de computação e outros métodos empregados procuraram ser descritos com clareza.
7.1 Modelagem
7.1.1 Utilização do software HOMER
Utilizou-se, fundamentalmente, o software HOMER para efetuar a modelação. Ao projetar o
sistema elétrico tomaram-se decisões, sobre a configuração do sistema, que se referem ao
tipo, quantidade e dimensão dos componentes que devem ser utilizados. Assim foi possível
comparar o funcionamento de cada equipamento utilizado no projeto, respeitando-se as
características técnicas e padrões de funcionamento característicos.
Os dados de input ao software serviram para que o programa fizesse os cálculos do balanço
energético para cada uma das 8760 horas do ano. Para cada hora comparou-se, através do
software, o consumo de energia até um período de 25 anos com a capacidade do sistema,
indicando em cada ciclo como devem ser operados os geradores e as cargas das baterias.
7.1.2 Considerações Iniciais
A análise económica criteriosa sobre o qual o melhor investimento entre dois ou mais tipos de
sistemas de geração de eletricidade, ou simplesmente sobre se uma determinada instalação irá
auferir lucros, deve ter em conta as figuras de mérito económico-financeiro, os custos de
investimento inicial e de operação e manutenção (O&M), a vida útil dos equipamentos e,
principalmente, o custo da energia elétrica gerada.
7.2 Conceitos Financeiros
7.2.1 Valor Atual
Deve realizar-se um projeto se o valor que se espera vir a receber no final do mesmo for
superior ao investimento feito no início. O primeiro princípio financeiro básico diz que um
euro disponível hoje vale mais do que um euro disponível amanhã, porque estando disponível
hoje pode ser investido e começar imediatamente a render juros. Assim, o valor atual de um
recebimento futuro pode ser obtido pela multiplicação desse recebimento por um fator ou TA,
que é menor do que 1 (se a taxa de atualização fosse maior do que 1, um euro disponível hoje
valeria menos do que um euro disponível amanhã) [61].
Considerando um determinado recebimento esperado no final do período 1 (um ano a partir
de hoje), C1, e uma TA então, o valor atual, VA, é dado por [61]:
(7)
59
A taxa de atualização pode ser expressa em função da taxa de rendibilidade, r , através da
seguinte Equação 8 [61]:
(8)
A taxa de rendibilidade corresponde ao prémio que os investidores exigem pela aceitação de
um recebimento adiado, e é muitas vezes designada por taxa mínima de rendibilidade, custo
de oportunidade do capital ou, simplesmente, taxa de juro. O cálculo do valor atual é feito
pela atualização dos recebimentos futuros esperados à taxa de rendibilidade oferecida por
alternativas de investimento comparáveis [61].
Considerando uma taxa de rendibilidade rt para o ano t, e um fluxo de tesouraria Ct, o valor
atual, VA, para n anos, é dado pela Equação 9 [61].
(9)
Valor atual é equivalente aos fluxos de tesouraria (ou fluxos financeiro, ou ainda cash flow)
atualizados para os n anos. O valor atual líquido, VAL, é obtido subtraindo o valor do
investimento inicial ou, de outra forma, adicionando um valor negativo de fluxo de tesouraria
no ano zero (t = 0) ou momento inicial, C0, ao valor atual, de acordo com a Equação 10 [61].
(10)
Pode haver uma taxa de juro diferente para cada período futuro. Esta relação entre a taxa de
juro e a maturidade do fluxo de tesouraria denomina-se estrutura temporal das taxas de juro.
No entanto, pode assumir-se que a estrutura temporal é horizontal, isto é, que a taxa de juro é
a mesma independentemente da maturidade dos fluxos de tesouraria. Assim, a série das taxas
de juro r1, r2, …, rt, pode ser substituída por uma simples taxa r , o que permite simplificar a
Equação 11, passando o VAL a definir-se por [61]:
(11)
7.2.2 Taxas de Juro Nominal e Real
Se forem investidos 1000 € num depósito bancário com uma taxa de juro de 10%, o banco
promete pagar 1100 € no final do ano. Mas não faz qualquer promessa sobre o que se poderá
comprar com esses 1100 €. Isso dependerá da inflação em cada ano. Se os preços dos bens e
dos serviços aumentarem mais de 10%, perder-se-á terreno em termos dos bens que se podem
comprar. Há vários índices para representar a evolução do nível geral dos preços. O mais
60
conhecido é o Índice de Preços no Consumidor (IPC), que mede a quantidade de dinheiro
necessária para pagar o cabaz de compras duma família típica. A variação do IPC de um ano
para o seguinte é a taxa de inflação [61].
Quando um banco anuncia uma taxa de juro de 10% está a indicar uma taxa de juro nominal.
A taxa permite saber a rapidez com que o dinheiro vai crescer. Supondo, no entanto, uma taxa
de inflação de 6%, ter-se-á (em termos de poder de compra) apenas mais 3,774% no fim do
período do que tem no início. Assim, pode dizer-se que a conta bancária proporciona uma
taxa de rendibilidade nominal de 10% ou proporciona uma taxa de rendibilidade esperada ou
real de 3,774%. Para uma taxa de inflação (TI), uma de juro nominal rn, a taxa de
rendibilidade real, rr, é a dada pela seguinte expressão [61]:
(12)
Da mesma forma, pode converter-se a taxa de atualização nominal, TAn, numa taxa de
atualização real, TAr, através da Equação 13[61]:
(13)
7.2.3 Diagrama de Fluxo de Tesouraria
O diagrama de fluxo de tesouraria (cash flow) é um gráfico que apresenta, de forma ordenada
e objetiva, todas as receitas e despesas de cada uma das opções consideradas na análise
económica. A Figura 7.1 apresenta um exemplo de diagrama de fluxo de tesouraria, onde o
eixo horizontal representa o tempo, sendo o número sobre esse eixo referente sempre ao fim
do período considerado (dia, mês, ano). As setas apontando para cima indicam as receitas (R),
enquanto as setas para baixo indicam as despesas (D). O diagrama de fluxo de tesouraria da
figura abaixo aplica-se a sistemas híbridos para geração de eletricidade, por apresentar
elevado investimento inicial, despesas anuais constantes menores que as receitas, e despesas
esporádicas mais elevadas, relativas à substituição de equipamentos.
Fonte:Pinho, 2008.
Figura 7.1 - Exemplo de um diagrama de fluxo de tesouraria.
61
Normalmente considera-se que a despesa realizada no período 0 refere-se ao investimento
inicial (D0 = I), e que nesse período não há verificação de qualquer receita. O fluxo de
tesouraria líquido do projeto é definido como a diferença entre as receitas e as despesas
verificadas ao fim de cada período.
7.2.4 Taxa Interna de Rendibilidade
A taxa interna de rendibilidade (TIR) representa a taxa máxima de rendibilidade do projeto.
Não é mais do que a taxa de atualização que, no final do período de vida do projeto, iguala o
VAL a zero. Em termos práticos procura-se o projeto com o maior valor para esta taxa, pois
ela terá que ser maior do que a taxa de juro real.
Se a TIR for superior à taxa de juro real, então estamos perante um projeto com VAL
positivo, o que significa que é economicamente viável. Se, por outro lado, o valor de TIR for
inferior à taxa de juro real, o VAL desse projeto é negativo, não apresentando este viabilidade
económica [61].
7.3 Otimização e Análise de Sensibilidade
Com a otimização determinou-se a mistura dos componentes que compõem o sistema, o
tamanho ou a quantidade de cada um. No processo de análise de sensibilidade executaram-se
múltiplas otimizações, sob um conjunto de hipóteses de entrada, para avaliar os efeitos das
incertezas ou alterações nas entradas do modelo, como nas variáveis sobre as quais o
projetista do sistema não tem nenhum controle, tais como a velocidade do vento ou o preço do
combustível no futuro. Nesta análise, ainda procederam-se a várias interações para avaliar os
diferentes cenários gerados, podendo-se constatar certas tendências do sistema.
Por meio deste software também foram realizadas as análises de sensibilidade e a comparação
entre os diversos tipos de fontes de energias sustentáveis, obtendo-se resultados numéricos e
gráficos de cenários otimizados do caso estudado em seus aspetos económicos e técnicos.
7.4 Risco e Incerteza
Devido à incapacidade de se recolherem todas as informações relacionadas à execução de um
investimento, o risco integrou o método de realização desta análise. Assim, foram tomadas
decisões sob importante grau de incerteza, sendo impraticável eliminá-lo totalmente. O risco
numa atividade ocorre quando surgem alterações nas condições futuras de variáveis relevantes
como o preço, quantidade, disponibilidade de matéria-prima, que comprometem o retorno
esperado do investimento.
Quando as probabilidades de ocorrência e/ou, estados futuros da variável não são conhecidos,
diz-se que há incerteza. Uma vez harmonizadas e identificadas as distribuições das variáveis
importantes do projeto, comumente identificadas pela análise de sensibilidade, simulam-se
62
valores dessas variáveis e verificaram-se seus impactos nos indicadores escolhidos (como o
VAL, TRI e o TIR). Estes resultados são significantes para a tomada de decisão.
7.5 Despacho do Sistema
Para cada hora de um ano, o programa determina se as fontes renováveis consideradas como
"não-despacháveis" são capazes de suprir a carga requerida do sistema. Caso não seja
possível, o programa determina qual a melhor forma de fornecer energia à carga por fontes
não-renováveis do sistema, denominadas fontes "despacháveis". A compreensão de como é
realizado o despacho de energia do sistema é uma importante tarefa para avaliação do sistema.
O princípio básico adotado pelo programa HOMER para definição do despacho é minimizar
os custos do sistema, representando os cálculos económicos de cada fonte "despachável" pelo
custo fixo (€/kW) e pelo custo marginal (€/kWh). Utilizando esses valores, o HOMER faz
uma procura pela combinação de fontes despacháveis inseridas pelo usuário, de forma a
garantir a carga com o menor custo possível.
A estratégia de despacho adotada pelo programa HOMER é baseada no estudo desenvolvido
por Barley e Winn (1996) [9], no qual são avaliadas três estratégias possíveis, selecionando a
melhor entre elas para cada simulação.
Essas estratégias são:



Seguimento de Carga (Load Following Strategy);
Ciclo de cargamento (Cycle Charging Strategy); e
Estratégia Combinada (Combined Strategy).
Todas as estratégias procuram a configuração mais económica para assegurar o consumo da
carga. Para essas estratégias, o HOMER parte da premissa que a carga é assegurada
primeiramente pelas fontes renováveis por possuir menor custo de operação e manutenção. A
energia excedente pelas fontes renováveis é utilizada para carregar as baterias.
A principal diferença entre as estratégias apresentadas é que, no caso da primeira estratégia,
quando o Grupo Motor-Gerador a gasóleo (GMG) é utilizado, toda energia produzida é
direcionada unicamente para atender à carga. Na segunda estratégia, quando o GMG é
utilizado, ele usa a sua capacidade máxima, carregando também as baterias conectadas no
sistema. Na terceira estratégia crítica, aplica-se a estratégia "Ciclo de Carga", caso contrário
aplica-se a estratégia "Acompanhamento de Carga".
Procurando compreender como é realizado o processo de despacho de energia pelo programa
HOMER, apresenta-se a seguir o custo envolvido pelas principais fontes despacháveis,
incluído o GMG a gasóleo.
63
7.6 Custo do Despacho da Energia Armazenada nas Baterias
Deve ser levada em consideração na estratégia de despacho com o armazenamento em
baterias o efeito da bateria durante a vida útil do projeto. O custo das baterias possui duas
componentes, sendo elas: custo de capital, que depende da capacidade do banco de baterias,
mas não depende da estratégia de despacho; e o custo de substituição das baterias, que
depende da estratégia de despacho utilizada no sistema [9].
Deseja-se, nesta secção, determinar o custo de se despachar a energia armazenada nas baterias
proveniente das fontes renováveis, Barley e Winn (1996) [9] sugerem a Equação 15, para o
custo de desgaste das baterias, ao longo da vida útil do projeto, Cdb (Battery wear cost):
(15)
em que:
Cdb - custo de desgaste das baterias;
Cb - custo do banco de baterias;
Nbat - número de baterias do banco;
Eciclo - energia de carga/descarga das baterias;
ɳbat - eficiência das baterias,
nciclo - número de ciclos da bateria.
7.7 Custo do Despacho da Energia pelo GMG a Gasóleo
Assim como as baterias, é importante conhecer o seu custo do combustível gasto pelo GMG a
gasóleo para fornecer uma determinada potência à carga Pcarga (kW) é determinado por:
(16)
em que:
Ccomb - custo do combustível gasto pelo GMG a gasóleo;
Cgasóleo - custo por litro de gasóleo;
FGMG - taxa de consumo do GMG a gasóleo.
O custo do kWh da potência gerada pelo GMG a gasóleo (Cgd) é determinado por:
(17)
64
O preço do diesel nas comunidades isoladas, pode variar de duas a três vezes a mais, do que o
valor encontrado nos postos de combustíveis na Região. Nesta tese, foi adotado o preço do
gasóleo igual ao preço do combustível na bomba de gasolineira (0,5 €/L), igual ao preço da
bomba gasolineira mais o transporte do gasóleo (1 €/L) e finalmente o preço praticado mais
ao menos em Portugal (1,5 €/L).
7.8 Custos Associados aos Sistemas Híbridos
Os custos associados a sistemas híbridos podem ser divididos em dois grupos, que são os
custos de despesa e os custos de receita. Os custos de receita estão normalmente associados ao
lucro obtido com a venda da energia gerada, ou a uma eventual economia resultante da
redução no consumo de combustível ou de outras taxas, que não foi adotado nesta tese. Já os
custos de despesa podem ser relacionados aos custos de investimento inicial, custos de
operação e manutenção (O&M) e custos de reposição de equipamentos. Os custos de despesa
estão assim divididos:



Custos de investimento inicial – compreendem custos de projeto, de aquisição e
transporte de materiais e equipamentos, e de instalação. A soma dos valores é
representada pelo termo I nos conceitos de engenharia económica apresentados
anteriormente;
Custos de O&M – compreendem normalmente custos fixos anuais, relacionados ao
pagamento de operadores, aos gastos com combustível, com as leituras e envio de
faturas, aos procedimentos periódicos de manutenção preventiva e corretiva, dentre
outros. Não devem ser confundidos com os custos de reposição, que se dão pela
compra de equipamentos específicos para reposição. Frequentemente considera-se que
os custos de O&M são proporcionais ao investimento inicial, à potência nominal ou à
energia elétrica anualmente gerada. A soma dos valores gastos anualmente é
representada pelo conceito de anuidade. O conjunto de todas as anuidades
relacionadas à operação e à manutenção do sistema durante o horizonte de
planeamento do projeto, trazidas ao presente, é representado pelo termo VAL.
Custos de reposição de equipamentos – referem-se às substituições dos
componentes principais do sistema, devido ao fim de suas vidas úteis. Pelo facto das
vidas úteis possuírem caráter aleatório intrínseco, determina-se, na prática, um tempo
de vida útil contábil para cada equipamento, de acordo com médias conhecidas.
Assim, se o equipamento durar um tempo menor do que o contábil, arca-se com
prejuízo. Por outro lado, se tiver boa sobrevida além da vida contábil, aufere-se lucro.
A escolha da vida útil contábil depende do risco que o investidor deseja assumir.
Certamente, vidas úteis contábeis longas reduzem o custo da energia. A atitude
conservadora de escolher vidas úteis contábeis curtas diminui o risco para o investidor
65
em troca de um aumento do custo da energia para o consumidor. A soma dos custos de
reposição trazidos ao presente é dada pela Equação 18.
(18)
Onde k é o número de componentes do sistema, Ij o custo do componente j, Tja sua vida útil,
e Ri o número de reposições do mesmo durante o período de análise m (horizonte de
planeamento).
A seguir são comentados de forma detalhada os custos de investimento inicial e de O&M
(despesa) e o custo da energia elétrica (receita). Os custos de reposição, por estarem
relacionados aos custos de investimento inicial dos equipamentos, deslocados até o instante
de substituição, são comentados juntamente com estes.
7.8.1 Custos de Investimento Inicial

Sistema fotovoltaico
Os preços registados para a totalidade dos sistemas PV variam largamente e dependem de
uma grande variedade de fatores incluindo o tamanho do sistema, a localização, o tipo de
consumidor, etc. Em média, os preços dos sistemas para aplicações autónomas são superiores
aos das aplicações ligadas à rede. Isto deve-se ao facto dos sistemas autónomos requerem
baterias de armazenamento de energia e equipamento associado. A vasta gama de preços
depende do país e dos fatores específicos do projeto [80].
De acordo com dados do mercado nacional, estima-se que o custo dos módulos varie entre
50% a 65% do investimento inicial total do sistema fotovoltaico, dependendo basicamente da
finalidade e da potência do mesmo. Esses valores são coerentes com pesquisas de mercado
internacionais, que apontam para uma participação do custo dos módulos entre 45% e 55% do
custo inicial total [75].
O custo de um módulo fotovoltaico está diretamente relacionado à sua potência de pico, sendo
representado por €/Wp. Além dos custos dos módulos fotovoltaicos, o custo de capital da
geração fotovoltaica em sistemas híbridos compreende também custos da estrutura de
sustentação dos módulos.
Custos relacionados à reposição dos módulos dificilmente são considerados em análises
económicas devido ao elevado tempo de vida útil que esses componentes apresentam. A
grande maioria dos fabricantes fornece, em média, 25 anos de garantia com os módulos
apresentando pouca variação em sua potência máxima fornecida. Exceção ainda é feita a
66
alguns fabricantes de módulos de outras tecnologias que não as de silício mono e
policristalino, que informam tempos de vida útil mais curtos e com perdas mais acentuadas na
potência de saída.
Em relação à geração fotovoltaica, sabe-se que uma das suas principais vantagens são os seus
baixos custos de O&M. Quando inseridos em análises económicas, esses custos podem ser
representados através de um valor percentual com relação ao custo de capital do sistema, ou
valores monetários por capacidade instalada ou energia gerada (€/kW ou €/kWh). Para
qualquer representação, os custos apontam para valores muito reduzidos, desde zero [12] até
0,002 €/kWh [38]. Representações percentuais indicam valores inferiores a 1% do
investimento ao ano, inclusive para sistemas de grande potência [40].
Os módulos fotovoltaicos selecionados para a instalação fotovoltaica, possuem todos eles 230
Wp, sendo do tipo Suntech - STP230, cada módulo tem um preço unitário de 205 euros,
possuindo as características da Tabela 7.1. Foram escolhidos estes módulos devido à
facilidade de acesso de informação no respectivo fabricante.
Tabela 7.1 - Características do módulo PV.

Fonte : CCBS Energia, 2012.
Grupo Motor Gerador Diesel
O principal custo de investimento inicial de sistemas de geração com combustíveis fósseis
está relacionado ao custo de aquisição do GMG, incluindo os seus acessórios. As
características principais desses tipos de sistemas de geração são os seus baixos custos iniciais
e os seus elevados custos ao longo de sua vida útil.
Caso o horizonte de planeamento do sistema não seja muito curto, fatalmente o grupo gerador
deverá ser substituído. A sua vida útil depende diretamente de seu tempo de operação. Em
sistemas híbridos baseados no recurso renovável, a vida útil do conjunto é prolongada; porém,
67
operando de forma isolada e contínua, ou em sistemas híbridos baseados no recurso não
renovável, apresenta uma drástica redução na sua vida útil.
Utilizou-se o diesel como combustível e três tarifas distintas, primeira tarifa de 0,5 €/L de
custo direto na bomba de gasolina, segunda tarifa de 1 €/L custo de gasóleo mais transporte
deste posto de combustível até ao local do sistema e por fim uma tarifa de 1,5 €/L valor
praticado em Portugal. O intuito da diferenciação do preço de gasóleo tem como objetivo,
analisar o impacto deste no VAL dos sistemas e verificar se esse impacto tem interferência na
escolha do sistema mais adequado economicamente à carga a ser atendida.
As potências dos GMG utilizados e o respetivo preço de aquisição pode ser consultado na
Tabela 7.2 .
Tabela 7.2 - Orçamento dos GMG.
Fonte : Nardini, 2012.
O Gerador Diesel tem uma vida útil de operação de no mínimo 20000 horas [85]. O custo de
operação e de manutenção foi obtido no artigo de Soares et al. (2000) e atualizou-se este valor
para o ano 2012, chegando-se a um valor de 0,35 € por hora de operação.

Inversor
A conversão da corrente contínua produzida por um banco de baterias para corrente alternada
é feita por um inversor. Estes inversores têm eficiencia de 92% de conversão e de 85% de
eficiência de retificação da corrente, o que naturalmente faz com que os equipamentos com
saída em corrente contínua percam em eficiência em relação ao preço da energia produzida.
O orçamento dos inversores mais os reguladores de carga que atende a este estudo para os
respetivos sistemas pode ser consultado na Tabela 7.3.
Tabela 7.3 - Orçamento dos inversores mais reguladores de carga.
Potência do
Preço do Inversor
Preço do Regulador de
Custo Total
68

Inversor (kW)
(€)
Carga (€)
(€)
1
1333,50
231
1564,50
2
1871,00
231
2102,00
6
4115,50
231
4346,50
Fonte : Donauer, 2012.
Banco de Baterias de Gel
Considerou-se um banco de baterias com tensão nominal de 48 Vcc e de capacidade 620 Ah
por kW, o que resulta em 1,240 kWh por kilowatt instalado, um total de 29,760 kWh. Foi
realizado uma comparação entre várias baterias de gel com caracteristicas diferentes,
nomeadamente tensão e capacidade tendo em conta a energia máxima necessária a armazenar
por parte destas de forma a concluir qual a configuração mais económica. A Tabela 7.4 a
seguir apresenta os dados e fatores utilizados para a escolha das baterias.
Tabela 7.4 - Comparação de de duas baterias de gel.
Fonte : Donauer, 2012.
Conclui-se portanto que o banco de baterias será composto por um conjunto de 24 células de
2 V, modelo Hoppecke 7 OpzV solar.power 620, ligadas em série e cuja a capacidade
nominal é 620 Ah, sendo o preço unitário de 301,58 €.
Para uma simulação mais realista modelou-se a bateria de acordo com a descarga de corrente.
A vida útil da bateria foi considerada de 8 anos, visto ter sido considerado uma diminuição da
eficiência das baterias de 80 para 70%.
7.8.2 Custos de Operação e Manutenção
Os custos de O&M mais acentuados apresentam-se como a principal desvantagem de grupos
geradores, quando comparados a sistemas renováveis. Tais custos estão associados a custos de
combustível (considerados como custos operacionais), troca de peças, óleos lubrificantes,
revisões periódicas (custos de manutenção), entre outros. Os custos com combustível são os
mais significativos. Muitas vezes, em sistemas instalados em localidades remotas, o custo do
69
litro do combustível é ainda maior que o verificado nas cidades, devido a todo o processo de
logística envolvida na aquisição e transporte do combustível ao ponto de consumo.
Outro fator que influencia os custos de combustível de um GMG é o seu carregamento. Assim
como acontece com os custos de combustível, os custos de manutenção de GMG também
variam bastante com o seu carregamento, além de ser influenciado pelo número de arranques
da máquina. Entretanto, o parâmetro que mais influencia esses custos é o número de horas em
que o gerador permanece em operação. Integrados em sistemas híbridos baseados no recurso
renovável, operando de forma esporádica, os grupos geradores apresentam custos de
manutenção em torno de 0,02 €/kWh [12]. Atuando em sistemas híbridos baseados no recurso
não renovável ou como única fonte de geração em sistemas isolados, se em funcionamento
contínuo (24 h/dia), normalmente apresentam custos de manutenção significativamente mais
elevados, aproximadamente 0,35 € por hora de atuação.
Os custos de O&M dos componentes auxiliares, excluindo as trocas do banco de baterias, são
reduzidos e podem ser associados aos custos de operação e manutenção dos sistemas
fotovoltaicos.
70
8 Casos de Estudo
8.1 Parâmetros de Entrada
Destaca-se que para se encontrar os valores enviados ao software HOMER que seriam
processados, ou seja, os parâmetros de entrada, foi necessário encontrar dados existentes
confiáveis, analisá-los e em alguns casos adaptá-los para, só então, poder aplicá-los como
input do software. Neste tópico são descritos e discutidos os principais parâmetros de entrada
HOMER utilizados para ajudar as diversas configurações possíveis.
8.1.1 Diagramas de Carga em kW dos Casos de Estudo
Os sistemas isolados para fornecer energia a um consumidor, ou a um grupo com a mesma
subestação, requerem uma distribuição da carga considerando a restrição de horário para
determinadas utilizações, minimizando picos de consumo de energia elétrica e,
consequentemente, diminuindo o valor do investimento e do kWh.
Para o estudo presente, considerando uma classe de consumidor doméstico, devido à difícil
obtenção de perfis de consumo do género em Angola, sentiu-se a necessidade de os obter
através de diagramas por tipo de uso.
A classe de consumidores enquadra-se na classe de consumidores domésticos. Quanto às
tecnologias de consumo e as categorias destas, considerar-se-ão apenas consumos elétricos
convencionais.
Tabela 8.1 - Potência, quantidade, tempo de utilização e energia por mês do consumidor.
A simulação da energia total aproximada de uma habitação foi obtida através do simulador
COPEL, de forma a promover este simulador (ver Anexo 2).
A partir destes valores é possível construir um diagrama de cargas diário, ao multiplicar os
valores acima pelo número de habitações.
71
Os diagramas de carga estudados foram definidos com base em dois componentes: potência e
consumo de energia. A potência foi definida em quilowatt e corresponde ao máximo da
potência elétrica solicitada pelo consumidor. O consumo de energia foi definido em
quilowatt-hora e correspondeu ao valor acumulado da potência elétrica consumida por um
período de utilização de 365 dias.
Para simplificar a estimativa dos diagramas de carga durante os 25 anos da operação do
sistema, neste momento as curvas foram consideradas invariáveis de mês para mês e ano para
ano.
1º Caso de Estudo
O primeiro estudo de caso diz respeito ao perfil do consumo diário de energia elétrica de uma
residência.
Fonte: HOMER, 2012.
Figura 8.1 - Perfil diário de consumo da residência, com potência de pico 0,56 kW.
No que diz respeito à variação da carga elétrica (ou potência ativa absorvida pelas cargas) ao
longo do dia, considera-se o cenário representado na Figura 8.1, no qual se consome metade
da energia elétrica total produzida no período noturno e metade no período diurno, durando
este último 8 horas, entre as 9h00 e as 17h00. Considera-se ainda que os sistemas PV só
produzem energia no período diurno, a qual pode ser consumida imediatamente e/ou
armazenada em baterias.
A configuração para este perfil diário tem um consumo médio diário de 8,96 kWh/dia, uma
potência média de 0,373 kW com um pico máximo de 0,560 kW e um fator de carga de 0,667.
O fator de carga é a relação entre o consumo médio do sistema e o consumo nominal
observado no mesmo intervalo. Fatores de carga altos significam uma qualidade alta no uso
da energia do sistema. O fator de carga depende estritamente do tipo de projeto que se
pretende atender. Quando o consumo apresenta um fator de carga muito baixo, o custo de
energia torna-se muito elevado.
A segunda etapa foi feita a partir dos dados do Perfil Diário de Carga e com ele foi construída
a Figura 8.2, apresentado como Mapa de Distribuição. Esta Figura 8.2 é a mais fiel ilustração
72
do comportamento do consumidor. Para a sua formalização foi utilizada a potência média da
hora de consumo. A esta média adicionou-se uma interferência de carga aleatória de 2,1% de
hora em hora e outra interferência de 3,8% de um dia para o outro, de referir que esta é a
máxima interferência que o sistema tolera. A interferência, também chamada de ruído, afeta a
carga máxima (ou de pico = 0,640 kW) e o fator de carga (0,583) sem alterar a média, O
consumo mensal médio está em 272,5 kWh. Na Figura 8.2 pode-se observar um valor de pico
de 0,640 kW.
Fonte: HOMER, 2012.
Figura 8.2 - Mapa de distribuição de carga ao longo do ano.
2º Caso de Estudo
O segundo estudo de caso diz respeito ao perfil do consumo diário de energia elétrica de um
lugar, constituído por cinco residências.
Fonte: HOMER, 2012.
Figura 8.3 - Perfil diário de consumo com potência de pico 2,6 kW.
A configuração para este perfil diário tem um consumo médio diário de 41,6 kWh/dia, uma
potência média de 1,73 kW com um pico máximo de 2,6 kW e um fator de carga de 0,667.
A segunda etapa foi feita a partir dos dados do Perfil Diário de Carga e com ele foi construída
a Figura 8.4, apresentada como Mapa de Distribuição. Para a sua formalização foi utilizada a
potência média da hora de consumo. A esta média adicionou-se uma interferência aleatória de
1,7% de hora em hora e outra interferência de carga de 3,6% de um dia para o outro, de referir
73
que esta é a máxima interferência de carga que o sistema tolera. A interferência, também
chamada de ruído, afeta a carga máxima (ou de pico igual a 2,94 kW) e o fator de carga
(0,589), sem alterar a média. O consumo mensal médio está em 1265,42 kWh. Na Figura 8.4
pode-se observar um valor de pico de 2,94 kW.
Fonte: HOMER, 2012.
Figura 8.4 - Mapa de distribuição de carga ao longo do ano.
3º Caso de Estudo
E por fim o estudo de caso analisado diz respeito ao perfil do consumo diário de energia
elétrica de uma aldeia, constituída por dez residências.
Fonte: HOMER, 2012.
Figura 8.5 - Perfil diário de consumo com potência de pico 5,6 kW.
A configuração para este perfil diário tem um consumo médio diário de 89,6 kWh/dia, uma
potência média de 3,73 kW com um pico máximo de 5,6 kW e um fator de carga de 0,667.
A segunda etapa foi feita a partir dos dados do Perfil Diário de Carga e com ele foi construída
a Figura 8.6, apresentada como Mapa de Distribuição. Para a sua formalização foi utilizada a
potência média da hora de consumo. A esta média adicionou-se uma interferência aleatória de
2,1% de hora em hora e outra interferência de carga de 3,8% de um dia para o outro, de referir
que esta é a máxima interferência de carga que o sistema tolera. A interferência, também
chamada de ruído, afeta a carga máxima (ou de pico igual a 6,40 kW) e o fator de carga
74
(0,583), sem alterar a média. O consumo mensal médio está em 2725,42 kWh. Na Figura 8.6
pode-se observar um valor de pico de 6,40 kW.
Fonte: HOMER, 2012
Figura 8.6 - Mapa de distribuição de carga ao longo do ano.
8.2 Características das Fontes Disponíveis
Para estes estudos verificam-se as características geográficas e climáticas do local desejado
para implantação de um determinado sistema, já que variações locais podem interferir nas
suas características de operação. A cidade de Qimbango foi escolhida como a região base da
modelagem. Assim, os dados obtidos para os fenómenos climáticos e outras informações
tiveram esta cidade como referência. A sua localização pode ser verificada no anexo I.
As condições de radiação solar variam de acordo com a longitude, latitude e a proximidade do
mar. Lugares mais próximos do equador apresentam uma radiação maior. Os valores de
intensidade da radiação solar de Qimbango foram obtidos através do banco de dados do
RETSCREEN (2011), que recolhe informações da NASA e de outros parceiros locais.
Portanto em termos de valores ambientais horários, foi necessário considerar dois conjuntos
de valores:


Radiação solar (kW/m2), num ano;
Temperatura (°C), num ano;
Os valores da radiação solar e da temperatura necessários para a simulação fotovoltaica,
foram obtidos através do RETSCREEN, de latitude 11º S e longitude 18º E.
75
Fonte: RETSCREEN, 2012.
Figura 8.7 - Radiação Solar média mensal, com radiação média anual 5,65 kWh/m2/dia.
Fonte: HOMER, 2012.
Figura 8.8 - Temperatura média mensal dos módulos PV.
76
Fonte: HOMER, 2012.
Figura 8.9 - Temperatura média Ambiente de 24,2 °C.
77
9 Discussão dos Resultados
Neste projeto de mestrado analisou-se a viabilidade técnica e económica de varios sistemas
sustentáveis de energia por meio do programa HOMER, onde se fizeram simulações com
diversas configurações de sistemas de geração de energia.
Nestas simulações os parâmetros de entrada foram usados para estimar todos os resultados
apresentados nos tópicos seguintes.
Para o cálculo final das possibilidades foram feitas 2600 simulações em 4500 análises de
sensibilidade válidas, totalizando 11,7 milhões de resultados analisados.
Os resultados dependem diretamente da metodologia utilizada e das hipóteses assumidas.
Todos os resultados quantitativos estão sujeitos a incertezas decorrentes da previsão dos
cenários económicos, políticos e ambientais projetados para o futuro. Além disso, essas
incertezas tendem a ser acentuadas no caso do desenvolvimento de novas tecnologias. Por
isso os resultados deste trabalho não podem ser aplicados fora do universo estudado sem uma
análise criteriosa do seu uso.
9.1 Resultados do Dimensionamento da Habitação
Com o objetivo de se estabelecer uma comparação entre as unidades geradoras de energia
para um determinado consumidor de energia analisou-se a possibilidade de cada unidade
funcionar separadamente ou em conjunto, de forma simultânea ou complementar.
A melhor condição técnica será aquela que os equipamentos funcionam adequadamente
atendendo ao consumo de energia ao menor custo. Nas secções seguintes, analisam-se 4 casos
de estudo como soluções, nomeadamente:
(1) Gerador Diesel de 0,650 kW;
(2) Gerador Diesel de 1 kW com Armazenamento a Baterias;
(3) Sistema PV de 4,5 kW com Armazenamento a Baterias;
(4) Sistema PV de 2,5 kW & Gerador Diesel de 0,650 kW com Armazenamento a Baterias.
(1) Gerador Diesel
Considera-se o modelo, um sistema isolado desconectado da rede elétrica. É composto apenas
por um Gerador Diesel. O componente foi testado para um projeto de duração de 25 anos, a
uma taxa de actualização de 0%.
O projeto do sistema para a geração de energia foi modelado no software e a configuração
considerada para o atendimento da carga é mostrada na Figura 9.1. O consumo de energia é
representado pelo ícone lâmpada e simboliza o consumidor, com dados do consumo diário e a
potência máxima exigida do sistema, as setas representam o fluxo da corrente:
79
Fonte: HOMER, 2012.
Figura 9.1 - Representação do sistema Gerador Diesel
para geração de eletricidade.
O gerador trabalhará 8760 horas/ano para produzir 3270 kWh/ano e vai consumir 1273 L/ano
de diesel, libertando 3352 kg/ano de dióxido de carbono. O sistema tem um COE igual a
0,264 €/kWh e um VAL a 25 anos de 21603 €. O comportamento do Gerador Diesel ao longo
do dia e o seu rendimento pode ser consultado no Anexo 3.
Fonte: HOMER, 2012.
Figura 9.2 - Produção média mensal do GMG.
Na Figura 9.3, considera-se que o sistema Gerador Diesel fornecerá 100% da potência
nominal durante 8 horas e 50% da potência nominal durante 16 horas.
80
1
0,9
Potência consumida (%)
0,8
0,7
0,6
Gerador Diesel ɳ =
% a forne er
0,5
Gerador Diesel ɳ = 5% a forne er
Gerador Diesel ɳ = 5% a forne er
0,4
0,3
0,2
0,1
0
0
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
21
22
23
24
Horas
Figura 9.3 - Diagrama de distribuição do consumo de potência produzida por parte do GMG.
(2) Gerador Diesel com Armazenamento
Considera-se o modelo, um sistema isolado desconectado da rede elétrica. É composto por um
Gerador Diesel; um banco de baterias de gel e um inversor. Os componentes foram testados
para um projeto de duração de 25 anos, a uma taxa anual efetiva de 0%.
O projeto do sistema para a geração de energia foi modelado no software e a configuração
considerada para garantir a carga é mostrada na Figura 9.4. O consumo de energia é
representado pelo ícone lâmpada e simboliza o consumidor, com dados do consumo diário e a
potência máxima exigida do sistema, as setas representam o fluxo da corrente, e AC e DC são
respetivamente corrente alternada e corrente contínua:
Fonte: HOMER, 2012.
Figura 9.4 - Representação do sistema Gerador Diesel+Baterias para geração de eletricidade.
O gerador trabalhará 3906 horas/ano para produzir 3905 kWh/ano e vai consumir 1289 L/ano
de diesel, libertando 3394 kg/ano de dióxido de carbono.
A energia total anual que o banco de 24 baterias de gel vão armazenar é 2334 kWh/ano tendo
capacidade de disponibilizar ao sistema 1871 kWh/ano, portanto a energia perdida no banco
de baterias é de 463 kWh/ano. O comportamento do Gerador Diesel ao longo do dia, o seu
81
rendimento, o histograma de frequência e as estatísticas mensais das baterias pode ser
consultado no Anexo 3. O sistema tem um COE igual a 0,692 €/kWh e um VAL a 25 anos de
56563 €.
Fonte: HOMER, 2012.
Figura 9.5 - Produção média mensal por parte do GMG.
Na Figura 9.6, considera-se o sistema Gerador Diesel a fornecer 100% da potência nominal
durante 11 horas, alimentando a carga a carregar as baterias para posterior uso durante as
restantes 13 horas do dia. A 100% de carga o GMG trabalha no seu rendimento máximo de
31% (ver Anexo 3).
3
2,7
Potência consumida (%)
2,4
2,1
1,8
Gerador Diesel ɳ =
1,5
1,2
% a forne er e aterias a arregar
Baterias a fornecer
Baterias a fornecer
0,9
0,6
0,3
0
0
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
21
22
23
24
Horas
Figura 9.6 - Diagrama de distribuição do consumo de potência produzida do sistema
Gerador+Baterias.
(3) Sistema PV de 4,5 kW com Armazenamento
Considera-se o modelo, um sistema isolado desconectado da rede elétrica. É composto por
painéis fotovoltaicos; um banco de baterias de gel e um inversor. Os componentes foram
testados para um projeto de duração de 25 anos, a uma taxa anual efetiva de 0%.
82
Fonte: HOMER, 2012.
Figura 9.7 - Representação do sistema PV+Baterias para geração de eletricidade.
A potência máxima do gerador fotovoltaico ao longo do ano é de 3,73 kW, trabalhará 4400
horas/ano para produzir 6960 kWh/ano, libertando 0 kg/ano de dióxido de carbono. De
salientar que a potência do sistema PV foi sobredimensionado, podendo-se confirmar pelo
excesso de produção de energia, visto economicamente ser mais vantajoso reduzir no número
de baterias do sistema visto estas serem trocadas a cada 8 anos no ciclo de vida útil do
projecto, em contrapartida aumentar a potência PV.
Fonte: HOMER, 2012.
Figura 9.8 - Produção média mensal do PV.
A energia total anual que o banco de 24 baterias de gel vai armazenar é de 1709 kWh/ano
tendo capacidade de disponibilizar ao sistema 1362 kWh/ano, portanto a energia perdida no
banco de baterias é de 347 kWh/ano. O sistema tem um COE igual a 0,562 €/kWh e um VAL
a 25 anos de 45949 €. A potência de saída do PV, o histograma de frequência e as estatísticas
mensais das baterias pode ser consultado no Anexo 3.
(4) Sistema PV de 2,5 kW & Gerador Diesel de 0,650 kW com Armazenamento
Considera-se o modelo, um sistema isolado desconectado da rede elétrica. É composto por
painéis fotovoltaicos; um banco de baterias de gel; um GMG e um inversor. Os componentes
foram testados para um projeto de duração de 25 anos, a uma taxa anual efetiva de 0%.
83
Fonte: HOMER, 2012.
Figura 9.9 - Representação do sistema PV+Baterias+Gerador Diesel para geração de eletricidade.
A produção total de energia elétrica (Figura 9.10) esta repartida da seguinte forma 96%
através dos painéis fotovoltaicos de forma a não existir uma grande margem de atuação por
parte do Gerador Diesel apenas 4%.
Fonte: HOMER, 2012.
Figura 9.10 - Produção média mensal do híbrido
A potência máxima do gerador fotovoltaico ao longo do ano é 3,08 kW, trabalhará 4405
horas/ano para produzir 3860 kWh/ano, o gerador trabalhará apenas 257 horas/ano para
produzir 161 kWh/ano e vai consumir 53,6 L/ano de diesel, este sistema vai apenas libertar
141 kg/ano de dióxido de carbono.
A energia total anual que o banco de 24 baterias de gel vão armazenar é 1832 kWh/ano tendo
capacidade de disponibilizar ao sistema 1464 kWh/ano, portanto a energia perdida no banco
de baterias é de 368 kWh/ano. O comportamento do Gerador Diesel ao longo do dia o seu
rendimento, o histograma de frequência e as estatísticas mensais das baterias, bem como a
potência de saída do PV pode ser consultado no Anexo 3.
O sistema tem um COE igual a 0,528 €/kWh e um VAL a 25 anos de 43167 €.
9.1.1 Análise do Valor Atual Líquido
Na Figura 9.11 apresentam-se os valores líquidos, com menor custo, para diferentes tipos de
geração/sistemas. São estabelecidas como condições de radiação solar média 5,65
kWh/m2/dia e três distintos preços de diesel: 0,5 €/L preço direto na bomba de gasolina, 1 €/L
84
preço direto na bomba de gasolina mais o transporte até ao local do sistema e 1,5 €/L preço
praticado em Portugal.
O valor para cada sistema foi dado pela soma do valor presente de cada componente com o
valor presente de todos os custos de instalação, menos o valor presente de todas as operações,
que se obtém ao longo da duração do projeto. Pelos resultados apresentados verifica-se o
Gerador diesel alimentar a carga diretamente quer o preço de diesel a 0,5 e 1 €/L é o sistema
com melhor avaliação. Caso o preço de diesel apontar para 1,5 €/L verifica-se que o sistema
PV+Baterias+Gerador é o mais vantajoso economicamente, no entanto é uma situação a
ponderar visto que o sistema PV+ Baterias tem um VAL praticamente idêntico e não tem
libertação de emissões nem ruído acústico portanto ambientalmente mais vantajoso.
100000
Preço Diesel=0,5 Euro/L
90000
Preço Diesel=1 Euro/L
80000
Preço Diesel= 1,5 Euro/L
70000
€
60000
50000
40000
30000
20000
10000
0
Gerador
Gerador+Baterias PV+Baterias
PV+Baterias+Gerador
Figura 9.11 - Valor Atual Líquido por tipo de sistemas a uma taxa de atualização de 0%, para
diferentes preços de diesel.
9.1.2 Análise Pormenorizada do Custo do Ciclo de Vida Útil
Verifica-se pela Figura 9.12, no sistema PV+Baterias e PV+BAT+GER, a maior parcela do
VAL está representada na reposição do equipamento, devido a troca de baterias a cada 8 anos
e no investimento inicial o custo dos módulos e das baterias a ter um peso grande nesta
parcela.
No sistema Gerador Diesel o maior parâmetro recai obviamente no diesel consumido e na
O&M, enquanto que no Gerador+Baterias é repartido pelo consumo de diesel e na reposição
das baterias a cada 8 anos.
85
100%
Uma Habitação
Taxa de Actualização 0%
90%
80%
Custo do Ciclo Vida Útil (%)
70%
60%
Reposição equipamento
50%
Diesel
O&M
Investimento inicial
40%
30%
20%
10%
0%
0,5 €/L
1€/L
1,5 €/L
Gearador Diesel
0,5 €/L
1€/L
1,5 €/L
Gerador+Baterias
PV+BAT
0,5 €/L
1€/L
1,5 €/L
PV+BAT+GER
Figura 9.12 - Análise pormenorizada no custo de vida útil dos distintos sistemas.
9.1.3 Influência da Taxa de Atualização
A taxa de atualização é um fator chave na análise de projetos de investimento, este item visa
dar a noção da importância na escolha da taxa de atualização quando se realiza uma análise de
investimentos pois esta afeta a rentabilidade do projeto, sobretudo os cash-flows do projeto.
Para isso terá que se compreender o significado e influência da taxa de atualização nesta
análise e como a rentabilidade e risco atuam na determinação desta taxa.
A Figura 9.13 dá-nos resposta a isso mesmo, um sistema de potência nominal 1,12 kW
(aproximadamente uma habitação), para distintos preços de combustível, de referir que apenas
existe uma curva para o sistema PV+Baterias visto que o preço de combustível nada interfere
neste tipo de sistema. Faz-se uma análise da importância da taxa de atualização, na escolha do
sistema economicamente mais rentável para um VAL a 25 anos.
86
Figura 9.13 - Interferência da taxa de atualização no VAL dos sistemas.
Existem dois pontos de particular importância, como anteriormente já tinha sido mostrado a
uma taxa de atualização de 0% e o preço de combustivel a variar entre 0,5 e 1 €/L o sistema
de apenas Gerador Diesel é o mais rentável economicamente. A Figura 9.13 mostra-nos que a
uma taxa de atualização igual a sensivelmente 2,7% e o preço de diesel 1,5 €/L o sistema
GMG passa a ser mais vantajoso economicamente do que o sistema PV+Baterias e a
sensivelmente 3,7% sucedesse o mesmo relativamente ao sistema PV+Baterias+Gerador.
Conclui-se, para uma taxa de atualização igual a 2,7% e 3,7%, com o preço de combustível de
1,5 €/L, o sistema Gerador Diesel tem uma TIR superior à dos sistemas PV+Baterias e
PV+Baterias+Gerador.
9.1.4 Infuência do Preço do Diesel
Nesta simulação, o custo de aquisição do litro de diesel foi alterado com fatores de múltiplos
iguais a: 0,5, 1,0 e 1,5 vezes o valor aplicado do preço do diesel nos postos de combustíveis
da região. Esta situação procura verificar a influência do aumento do preço de diesel causado
pelo isolamento das comunidades nesta região.
O preço de diesel tem um impacto evidente no custo de operação e manutenção durante o
ciclo de vida de um projeto em que faça parte um GMG a trabalhar de forma permanente. A
Figura 9.14 apresenta as curvas resultantes de cada sistema após as simulações.
A Figura 9.14 da-nos a conhecer, para uma potência nominal de 1,12 kW a uma taxa de
atualização de 0% um VAL a 15 anos e 25 anos o impacto que o preço de diesel tem na
escolha do sistema.
87
Figura 9.14 - Influência do preço de diesel no VAL de um sistema.
Analisando a Figura 9.14, verifica-se claramente que no intervalo em que o preço de diesel se
encontra entre 0,5 e sensivelmente 1,15 €/L quer para um VAL a 15 e 25 anos, o sistema
GMG é o sistema mais viável economicamente, isto muda de figura para valores de preço de
combustível acima de 1,15 €/L, em que o sistema mais favorável para zonas isoladas é
PV+BAT+GER.
De salientar também que o sistema PV+Baterias a partir de 1,22 €/L torna-se economicamente
mais rentável que o sistema Gerador Diesel independentemente da vida útil do sistema.
9.1.5 Análise do Fluxo de Tesouraria
A identificação e a quantificação monetária dos custos e benefícios do projeto permitem
estruturar o fluxo de tesouraria (cash flow) esperado do investimento. Chega-se ao final do
ciclo de vida dos sistemas, definido em 25 anos com valores negativos visto tratarem-se de
custos e não ganhos. Foi feita uma análise rigorosa da interferência da TA de 0 a 8% no c ash
flow dos sistemas. Os fluxogramas do cash flow dos sistemas podem ser consultados no
Apêndice I.

Análise do Cash Flow para uma TA de 0%
Pela análise da Figura 9.15 do fluxo de tesouraria, verifica-se que aos 8 anos existe um TIR
do sistema híbrido PV+BAT+GER relativamente ao sistema Gerador+Baterias, ocorrendo por
sua vez aos 11 anos um TIR do sistema PV+Baterias relativamente ao sistema
Gerador+Baterias, isto a um preço de gasóleo de 0,5 €/L. Por sua vez a um preço de
combustível de 1 €/L, aos 4 anos, sensivelmente, o sistema híbrido torna-se mais viável que o
88
sistema Gerador+Baterias e aos 6 anos o sistema PV+Baterias tem uma TIR superior ao
sistema Gerador+Baterias. É claramente visivel que para estes preços de combustível o
sistema vais aconselhado para o sistema isolado é claramente o sistema Gerador Diesel.
Relativamente a 3 vezes o custo do combustível de referência, isto é, de 1,5 €/L o sistema
híbrido aos 3 anos tem uma TIR superior relativamente ao sistema Gerador+Baterias e só aos
13 anos é que ocorre sobre o Gerador Diesel. No entanto aos 16 anos devido à troca de
baterias no sistema híbrido o sistema Gerador Diesel passa a ser o sistema mais rentável, mas
a partir dos 17 anos dá-se novamente uma TIR, passando o sistema híbrido a ser o sistema
mais rentável relativamente ao GMG. O sistema PV+Baterias tem uma TIR aos 18 anos
superior ao sistema GMG, no entanto não o consegue ter sobre o sistema híbrido. No entanto
visto o cash flow do sistema híbrido e do PV+Baterias e o VAL serem praticamente
equivalentes e o sistema PV+Baterias ser totalmente ambientalista, a escolha recai sobre este
sistema, que é o mais viável.

Figura 9.15 - Cash Flow para uma taxa de atualização de 0%.
Análise do Cash Flow para uma TA de 2%
Verifica-se que a uma TA de 2%, com o preço do diesel direto na bomba gasolineira (0,5 €/L)
e este mais o custo do transporte (1 €/L) não tem qualquer interferência na escolha do sistema
mais rentável, portanto o Gerador Diesel é o mais viável.
Para 1,5 €/L, aos 20 anos existe uma TIR entre o sistema híbrido e o GMG e o sistema
PV+Baterias tem uma TIR sobre o GMG aos 21 anos, portanto verifica-se que no final da
vida útil do projeto os três sistemas encontram-se praticamente em pé de igualdade, sistema
híbrido, totalmente endógeno e o GMG. O sistema híbrido tem o cash flow mais baixo
89
existindo uma diferença de 1164,7 € relativamente ao sistema PV+Baterias e 3184 € para o
GMG.
É da maior relevancia referir que analisando o VAL dos sistemas, verifica-se que o sistema
híbrido é o que tem o VAL claramente mais baixo. Portanto a escolha mais viável recai no
sistema híbrido, no entanto, visto a diferença dos índices financeiros não ter uma descrepancia
muito relevante relativamente ao sistema PV+Baterias e como este é totalmente ambientalista,
é um sistema a ponderar.

Figura 9.16 - Cash Flow para uma taxa de atualização de 2%.
Análise do Cash Flow para uma TA de 4%
Verifica-se que a uma TA 4%, com o preço de diesel direto na bomba gasolineira (0,5 €/L) e
este mais o custo do transporte (1 €/L) não tem qualquer interferencia do escolha so sistema
mais rentável, portanto claramente o Gerador Diesel é o mais viável.
Para 1,5 €/L, o sistema híbrido tem uma TIR superior aos 23 anos relativamente ao sistema
Gerador Diesel. Aos 24 anos devido à troca de baterias por parte do sistema híbrido, o
Gerador Diesel tem uma TIR superior relativamente ao sistema híbrido sendo este o de menor
cash flow relativamente aos outros três sistemas. No entanto a diferença de cash flow é
relativamente diminuta. No que diz respeito ao VAL também não se verificam diferenças que
nos permitam ter uma decisão completamente perentoria. Tendo em conta que o Gerador
Diesel é de longe o menos ambientalista Figura 9.57, a escolha podia claramente recair no
sistema híbrido.
90

Figura 9.17 - Cash Flow para uma taxa de atualização de 4%.
Análise do Cash Flow para uma TA de 6% e 8%
Verifica-se na Figura 9.18 que a partir de uma taxa de atualização de 6% o Gerador Diesel é
claramente o sistema mais viável, independentemente do preço de combustível. A Figura 9.19
apenas acentua ainda mais a escolha do Gerador Diesel nestas condições.
Figura 9.18 - Cash Flow para uma taxa de atualização de 6%.
91
Figura 9.19 - Cash Flow para uma taxa de atualização de 8%.
9.2 Resultados do Dimensionamento de 5 Habitações
A melhor condição técnica será aquela que os equipamentos funcionam adequadamente
atendendo ao consumo de energia ao menor custo. Nas secções seguintes, analisam-se quatro
casos de estudo como soluções, nomeadamente:
(1) Gerador Diesel de 3 kW;
(2) Gerador Diesel de 3 kW com Armazenamento a Baterias;
(3) Sistema PV de 38 kW com Armazenamento a Baterias;
(4) Sistema PV de 10 kW & Gerador Diesel de 2 kW com Armazenamento a Baterias.
(1) Gerador Diesel 3 kW
Considera-se o modelo, um sistema isolado desconectado da rede elétrica. É composto apenas
por um GMG. O componente foi testado para um projeto de duração de 25 anos, a uma taxa
anual efetiva de 0%.
O projeto do sistema para a geração de energia foi modelado no software e a configuração
considerada para o atendimento da carga é mostrada na Figura 9.20.
92
Fonte: HOMER, 2012.
Figura 9.20 - Representação do sistema Gerador Diesel para geração de eletricidade.
O gerador trabalhará 8760 horas/ano para produzir 15185 kWh/ano e vai consumir 5899
L/ano de diesel, libertando 15533 kg/ano de dióxido de carbono. O sistema tem um COE
igual a 0,218 €/kWh e um VAL a 25 anos de 82754 €.
Figura 9.21 - Produção média mensal.
Na Figura 9.22, considera-se o sistema Gerador Diesel ira fornecer 100% da potência nominal
durante 8 horas e 50% da potência nominal durante 16 horas.
93
3
2,7
Potência consumida (%)
2,4
2,1
1,8
Gerador Diesel ɳ =
1,5
1,2
% a forne er
Gerador Diesel ɳ = 5% a forne er
Gerador Diesel ɳ = 5% a forne er
0,9
0,6
0,3
0
0
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
21
22
23
24
Horas
Fonte: HOMER, 2012.
Figura 9.22 - Diagrama de distribuição do consumo de potência produzida.
(2) Gerador Diesel 3 kW com Armazenamento
Considera-se o modelo, um sistema isolado desconectado da rede elétrica. É composto por um
GMG; um banco de 24 baterias de gel e um inversor. Os componentes foram testados para um
projeto de duração de 25 anos, a uma taxa anual efetiva de 0%.
O projeto do sistema para a geração de energia foi modelado no software e a configuração
considerada para o atendimento da carga é mostrada na Figura 9.23.
Fonte: HOMER, 2012.
Figura 9.23 - Representação do sistema Gerador Diesel+Baterias para geração de eletricidade.
Assume-se que o gerador a gasóleo trabalhará 5556 horas/ano para produzir 16665 kWh/ano e
vai consumir 5500 L/ano de diesel, libertando 14484 kg/ano de dióxido de carbono.
94
Fonte: HOMER, 2012.
Figura 9.24 - Produção média mensal.
A energia total anual que o banco de 24 baterias de gel vão armazenar é 5421 kWh/ano tendo
capacidade de disponibilizar ao sistema 4340 kWh/ano, portanto a energia perdida no banco
de baterias é de 1081 kWh/ano. O sistema tem um COE igual a 0,296 €/kWh e um VAL a 25
anos de 112349 €.
Na Figura 9.25, considera-se o sistema Gerador Diesel a fornecer 100% da potência nominal
durante 15 horas, alimentando a carga e a carregar as baterias para posterior uso durante as
restantes 9 horas do dia. A 100% de carga o GMG trabalha no seu rendimento máximo de
31% ( ver Anexo 3).
3
2,7
Potência consumida (%)
2,4
2,1
1,8
Gerador Diesel ɳ =
1,5
1,2
% a forne er e aterias a arregar
Baterias a fornecer
Baterias a fornecer
0,9
0,6
0,3
0
0
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
21
22
23
24
Horas
Fonte: HOMER, 2012.
Figura 9.25 - Diagrama de distribuição do consumo de potência produzida.
(3) Sistema PV de 38 kW com Armazenamento
Considera-se o modelo, um sistema isolado desconectado da rede elétrica. É composto por
PV; um banco de baterias de gel e um inversor. Os componentes foram testados para um
projeto de duração de 25 anos, a uma taxa anual efetiva de 0%.
95
Fonte: HOMER, 2012.
Figura 9.26 - Representação do sistema PV+Baterias para geração de eletricidade.
A potência máxima do PV ao longo do ano é 38 kW, trabalhará 4400 horas/ano para produzir
58777 kWh/ano, libertando 0 kg/ano de dióxido de carbono.
É de todo preceptível que a potência nominal dos painéis solares está claramente
sobredimensionada em grande escala o que por sua vez leva a um excesso enorme de
produção de energia que acabará por ser desperdiçada visto não estar contemplado a injeção
da energia elétrica na rede elétrica. Este sobredimensionamento ocorre com o intuito de
diminuir claramente as strings das baterias, pois após análise económica verificou-se que é
mais rentável economicamente sobredimensionar o sistema mesmo sendo o excesso de
energia produzida desperdiçada e assim optar apenas por colocar duas strings de baterias no
sistema.
Fonte: HOMER, 2012.
Figura 9.27- Produção média mensal
Visto a vida útil do projeto ser de 25 anos e a vida útil das baterias de 8 anos, portanto
obrigatoriamente terão de ser substituídas três vezes no tempo de vida útil do projeto. Logo o
custo de operação que estas acarretam é de extremo grau, portanto economicamente é muito
mais rentável reduzir ao máximo o número de strings a colocar no sistema.
A energia total anual que o banco de 48 baterias de gel vão armazenar é 7606 kWh/ano tendo
capacidade de disponibilizar ao sistema 6078 kWh/ano, portanto a energia perdida no banco
de baterias é de 1528 kWh/ano. O sistema tem um COE igual a 0,368 €/kWh e um VAL a 25
anos de 139574 €.
96
(4) Sistema PV de 10 kW & Gerador Diesel de 2 kW com Armazenamento
Considera-se o modelo, um sistema isolado desconectado da rede elétrica. É composto por
PV; um banco de baterias de gel; GMG e um inversor. Os componentes foram testados para
um projeto de duração de 25 anos.
Fonte: HOMER, 2012.
Figura 9.28 - Representação do sistema PV+Baterias+ Gerador Diesel para geração de eletricidade.
A produção total de energia elétrica (Figura 9.29) está repartida da seguinte forma: 75%
através do PV, e 25% por parte do Gerador Diesel, sendo esta a repartição mais económica.
Fonte: HOMER, 2012.
Figura 9.29 - Produção média mensal.
A potência máxima do gerador fotovoltaico ao longo do ano é 10 kW, trabalhará 4405
horas/ano para produzir 15468 kWh/ano, o gerador trabalhará 2897 horas/ano para produzir
5220 kWh/ano e vai consumir 1769 L/ano de diesel, este sistema vai "apenas" libertar 4657
kg/ano de dióxido de carbono.
A energia total anual que o banco de 24 baterias de gel vão armazenar é 6677 kWh/ano tendo
capacidade de disponibilizar ao sistema 5344 kWh/ano, portanto a energia perdida no banco
de baterias é de 1333 kWh/ano.
O sistema tem um COE igual a 0,207 €/kWh e um VAL a 25 anos de 78656 €.
97
9.2.1 Análise do Valor Atual Líquido
Na Figura 2.1 apresentam-se os valores líquidos, com menor custo, para diferentes tipos de
geração/sistemas. Foram estabelecidas como condições de radiação solar média de 5,65
kWh/m2/dia e três distintos preços de diesel: 0,5 €/L preço direto na bomba de gasolina, 1 €/L
preço direto na bomba gasolineira mais o transporte até ao local e 1,5 €/L preço praticado em
Portugal).
O valor para cada sistema foi dado pela soma do valor presente de cada componente com o
valor presente de todos os custos de instalação, menos o valor presente de todas as operações,
que se obtém ao longo da duração do projeto. É de todo percetível, para o sistema de potência
nominal 5,2 kW a uma taxa de atualização de 0% independentemente do preço de
combustível, o sistema híbrido PV+BAT+GER é o mais fiável economicamente.
270000
Diesel=0,5 Euro/L
240000
Diesel=1 Euro/L
210000
Diesel= 1,5 Euro/L
180000
€
150000
120000
90000
60000
30000
0
Gerador
Gerador+Baterias PV+Baterias
PV+Baterias+Gerador
Figura 9.30 - Valor Atual Líquido por tipo de sistemas a uma taxa de atualização de 0%.
9.2.2 Análise Pormenorizada do Custo do Ciclo de Vida Útil
Analisando a Figura 9.31, verifica-se que no sistema PV+Baterias existiu uma troca de
parâmetro com maior peso na vida útil do sistema, portanto, passa a ter o investimento inicial
uma maior percentagem no custo final do sistema relativamente a substituição das baterias.
No sistema PV+BAT+GER, passa a existir três parcelas com impacto semelhante no custo
final da vida útil do sistema. Quer o investimento inicial quer o consumo de diesel quer a
substituição das baterias.
No sistema Gerador Diesel a O&M tendo um papel importante no custo final de vida útil de
um sistema desta natureza, é verificável que para este tipo de potência requerida o
combustível tem um impacto brutal e quase total no custo de vida útil final. O sistema
98
Gerador+Baterias o custo de diesel aumenta para sensivelmente o dobro, tendo a troca de
baterias um peso relevante, o custo de diesel é claramente a parcela mais acentuada.
100%
Cinco Habitações
Taxa de Actualização 0%
90%
Custo do Ciclo de Vida Útil (%)
80%
70%
60%
Reposição equipamento
50%
Diesel
O&M
Investimento inicial
40%
30%
20%
10%
0%
0,5 €/L
1€/L
1,5 €/L
Gerador Diesel
0,5 €/L
1€/L
1,5 €/L
Gerador+Baterias
PV+BAT
0,5 €/L
1€/L
1,5 €/L
PV+BAT+GER
Figura 9.31 - Análise pormenorizada no custo de vida útil dos distintos sistemas.
9.2.3 Influência da Taxa de Atualização
A Figura 9.32 dá-nos a conhecer a importância da taxa de atualização na escolha do sistema,
um sistema de potência nominal 5,2 kW (aproximadamente cinco habitações), para distintos
preços de combustível, de referir que apenas existe uma curva para o sistema PV+Baterias
visto que o preço de combustível nada interfere neste tipo de sistema. Faz-se uma análise da
importância da TA, na escolha do sistema economicamente mais rentável para um VAL a 25
anos.
99
Figura 9.32 - Interferencia da taxa de atualização no VAL dos sistemas.
Analisando a Figura 9.32 verifica-se que a uma taxa de atualização até 1% o sistema
independentemente do preço de combustível mais rentável é o sistema híbrido. No entanto
não é demais referir que a taxa de atualização tem um papel importante e isso fica
demonstrado nesta análise, pois, com o preço de combustível 0,5 €/L a uma taxa de
atualização acima de 1% é de todo evidente que existe um reverso relativamente ao sistema
mais económico, o GMG passa a ser claramente até 8% de TA o mais vantajoso.
Indica-nos também que independentemente da TA analisadas e do preço de combustível entre
1 e 1,5 €/L o sistema híbrido é obviamente a escolha a exercer.
Conclui-se, para uma taxa de atualização igual a 1% , com o preço de combustível de 0,5 €/L,
o sistema Gerador Diesel tem uma TIR superior ao sistemas híbrido.
9.2.4 Infuência do Preço do Diesel
A Figura 9.33 demonstra, para uma potência nominal de 5,2 kW a uma taxa de atualização de
0% um VAL a 15 anos e 25 anos o impacto que o preço do diesel tem na escolha do sistema.
100
Figura 9.33 - Influência do preço de diesel no VAL de um sistema.
Como seria de esperar a medida que o preço de diesel aumenta os sistemas com
sustentabilidade por parte do Gerador Diesel desparam para valores bastante menos rentáveis
que outros sistemas.
Analisando a Figura 9.33, verifica-se claramente que em nenhuma circunstância o sistema
Gerador Diesel é de todo o mais vantajoso, daí reforçar a importância deste tipo de análise. O
sistema híbrido para estas circunstancias independentemente do preço do combustível é
claramente o sistema adotar. De salientar que o sistema PV+Baterias, sendo o preço de diesel
seja superior a 0,87 €/L torna-se o segundo sistema mais rentável. Verifica-se que este
sistema à medida que o preço de combustível aumenta a tende a existir uma igualdade de
rendibilidade relativamente ao sistema híbrido.
9.2.5 Análise do Fluxo de Tesouraria
A identificação e a quantificação monetária dos custos e benefícios do projeto permitem
estruturar o fluxo de tesouraria esperado do investimento. Chega-se ao final do ciclo de vida
dos sistemas, definido em 25 anos com valores negativos visto tratarem-se de custos e não
ganhos.

Análise do Cash Flow para uma TA de 0%
Analisando a Figura 9.34 verifica-se que para um preço de diesel 0,5 €/L, aos 9 anos o
sistema híbrido tem uma TIR superior à do sistema Gerador+Baterias e aos 20 anos sobre o
Gerador Diesel portanto no final do ciclo de vida útil do projeto o sistema mais viável
101
economicamente é o sistema híbrido. Para 1 €/L, aos 5 anos ocorre uma TIR superior do
sistema híbrido sobre o sistema Gerador+Baterias e aos 9 anos sobre o Gerador Diesel,
enquanto que para 1,5 €/L, aos 3 anos é que ocorre uma TIR superior do híbrido relativamente
ao Gerador+Baterias e aos 5 anos relativamente ao Gerador Diesel. Verifica-se que por sua
vez o PV+Baterias não tem qualquer interferência na escolha do sistema mais viável.
Em suma independentemente do preço de combustível, para os casos analisados o sistema
mais viável é claramente o híbrido.

Figura 9.34 - Cash Flow para uma taxa de atualização de 0%.
Análise do Cash Flow para uma TA de 2%
Como se pode verificar na Figura 9.35 a uma taxa de atualização de 2% e 0,5 €/L o preço de
combustível, o Gerador Diesel é de todos os sistemas aquele que tem menor cash flow.
Embora aos 24 anos o Gerador Diesel e o híbrido se equipararem, mas nesse mesmo ano
devido à troca das baterias por parte do sistema híbrido, o Gerador Diesel acaba por ser o que
tem menor cash flow. Analisando o VAL do Gerador Diesel e do sistema híbrido, aquele que
se aproxima mais do cash flow do Gerador Diesel, verifica-se que o Gerador Diesel é o que
tem o menor VAL. Portanto mediante estas circunstancias o Gerador Diesel é o sistema a
escolher.
Para 1 €/L o preço de combustível verifica-se que aos 6 anos o sistema híbrido tem uma TIR
superior à do sistema Gerador+Baterias e aos 11 anos sobre o Gerador Diesel. A 1,5 €/L, aos
4 anos existe uma TIR do híbrido superior ao sistema Gerador+Baterias e aos 6 relativamente
ao Gerador Diesel. Para estes dois valores de preço de combustível o sistema híbrido é
claramente o sistema mais viável para o sistema isolado.
102

Figura 9.35 - Cash Flow para uma taxa de atualização de 2%.
Análise do Cash Flow para uma TA de 4%
Aos 14 anos o sistema híbrido tem uma TIR superior ao sistema Gerador+Baterias para um
preço de combustível de 0,5 €/L, no entanto nunca ocorre uma TIR superior ao do Gerador
Diesel, sendo assim o Gerador Diesel é o mais viável para esta grandeza de preço de
combustível. Para 1 €/L, o sistema híbrido aos 8 anos tem uma TIR superior ao do sistema
Gerador+Baterias e aos 13 anos relativamente ao Gerador Diesel. Aos 5 anos ocorre uma TIR
superior ao sistema Gerador+Baterias e aos 9 anos sobre o Gerador Diesel para 1,5 €/L.
Portanto conclui-se que para estes dois valores de custo de combustível o sistema híbrido é
claramente o mais viável.
103

Figura 9.36 - Cash Flow para uma taxa de atualização de 4%.
Análise do Cash Flow para uma TA de 6%
Aos 18 anos o sistema híbrido tem uma TIR superior ao do sistema Gerador+Baterias para
um preço de combustível de 0,5 €/L, no entanto nunca ocorre uma TIR superior relativamente
ao Gerador Diesel portanto este é o mais viável para esta grandeza de preço de combustível.
Para 1 €/L, aos 9 anos o sistema híbrido tem uma TIR superior ao sistema Gerador+Baterias
e aos 17 anos sobre o Gerador Diesel. Aos 6 anos ocorre uma TIR superior ao
Gerador+Baterias e aos 10 anos ralativamente ao Gerador Diesel para 1,5 €/L o preço de
gasóleo. Portanto conclui-se que para estes dois valores de custo de combustível o sistema
híbrido é claramente o mais viável.
104

Figura 9.37 - Cash Flow para uma taxa de atualização de 6%.
Análise do Cash Flow para uma TA de 8%
Verifica-se a viabilidade dos mesmo sistemas que ocorrem para TA de 6% no entanto para 0,5
€/L o preço de gasóleo é mais acentuado. Para 1 €/L, ocorre o inverso, o GMG aproxima-se
claramente do sistema híbrido, já para 1,5 €/L é sem dúvida alguma o sistema mais viável.
O sistema híbrido apenas aos 21 anos tem uma TIR superior ao sistema Gerador+Baterias
para um preço de combustível de 0,5 €/L, no entanto o Gerador Diesel é o mais viável. Para 1
€/L, o sistema híbrido aos 11 anos tem uma TIR superior ao sistema Gerador+Baterias e aos
22 anos sobre o Gerador Diesel. Aos 8 anos ocorre uma TIR superior ao Gerador+Baterias e
aos 13 anos sobre o Gerador Diesel para 1,5 €/L. Portanto conclui-se que para estes dois
valores de custo de combustível o sistema híbrido é claramente o mais viável.
105
Figura 9.38 - Cash Flow para uma taxa de atualização de 8%.
9.3 Resultados do Dimensionamento para 10 Habitações
A melhor condição técnica será aquela que os equipamentos funcionam adequadamente
atendendo ao consumo de energia ao menor custo. Não foi tido em conta nesta análise o
sistema PV+Baterias, visto sem a injeção do excesso gerado na rede pública por parte deste
sistema este torna-se completamente inviável. Nas secções seguintes, analisam-se três casos
de estudo como soluções, nomeadamente:
(1) Gerador Diesel de 6,5 kW;
(2) Gerador Diesel de 5,5 kW com Armazenamento a Baterias;
(3) Sistema PV de 11 kW & Gerador Diesel de 3,5 kW com Armazenamento a Baterias.
(1) Gerador Diesel 6,5 kW
Considera-se o modelo, um sistema isolado desconectado da rede elétrica. É composto apenas
por um GMG. O componente foi testado para um projeto de duração de 25 anos, a uma taxa
anual efetiva de 0%.
O projeto do sistema para a geração de energia foi modelado no software e a configuração
considerada para o atendimento da carga é mostrada na Figura 9.39.
106
Fonte: HOMER, 2012.
Figura 9.39 - Representação do sistema Gerador Diesel para geração de eletricidade.
O gerador trabalhará 8760 horas/ano para produzir 32705 kWh/ano e vai consumir 12731
L/ano de diesel, libertando 33524 kg/ano de dióxido de carbono. O sistema tem um COE
igual a 0,230 €/kWh e um VAL a 25 anos de 188166 €.
Fonte: HOMER, 2012.
Figura 9.40 - Produção média mensal.
Na Figura 9.41, considera-se que o sistema Gerador Diesel ira fornecer 100% da potência
nominal durante 8 horas e 50% da potência nominal durante 16 horas.
107
6
5,5
5
Potência consumida (%)
4,5
4
3,5
Gerador Diesel ɳ =
3
2,5
% a forne er
Gerador Diesel ɳ = 5% a forne er
Gerador Diesel ɳ = 5% a forne er
2
1,5
1
0,5
0
0
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
21
22
23
24
Horas
Figura 9.41 - Diagrama de distribuição do consumo de potência produzida.
(2) Gerador Diesel 5,5 kW com Armazenamento
Considera-se o modelo, um sistema isolado desconectado da rede elétrica. É composto por um
GMG; um banco de 24 baterias de gel e um inversor. Os componentes foram testados para
um projeto de duração de 25 anos, a uma taxa anual efetiva de 0%.
O projeto do sistema para a geração de energia foi modelado no software e a configuração
considerada para o atendimento da carga é mostrada na Figura 9.42.
Fonte: HOMER, 2012.
Figura 9.42 - Representação do sistema Gerador Diesel+Baterias para geração de eletricidade.
O gerador trabalhará 6394 horas/ano para produzir 35162 kWh/ano e vai consumir 11605
L/ano de diesel, libertando 30559 kg/ano de dióxido de carbono.
A energia total anual que o banco de 24 baterias de gel vão armazenar é 9002 kWh/ano tendo
capacidade de disponibilizar ao sistema 7206 kWh/ano, portanto a energia perdida no banco
de baterias é de 1796 kWh/ano. O sistema tem um COE igual a 0,249 €/kWh e um VAL a 25
anos de 203471 €.
108
Fonte: HOMER; 2012.
Figura 9.43 - Produção média mensal.
Na Figura 9.44, considera-se o sistema Gerador Diesel a fornecer 100% da potência nominal
durante 17 horas, alimentando a carga e a carregar as baterias para posterior uso durante as
restantes 7 horas do dia. A 100% de carga o GMG trabalha no seu rendimento máximo de
31% ( ver Anexo 3).
6
5,5
5
Potência consumida (%)
4,5
4
3,5
Gerador Diesel ɳ =
3
% a forne er e aterias a carregar
2,5
Baterias a fornecer
Baterias a fornecer
2
1,5
1
0,5
0
0
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
21
22
23
24
Horas
Figura 9.44 - Diagrama de distribuição do consumo de potência produzida.
(3) Sistema PV de 11 kW & Gerador Diesel de 3,5 kW com Armazenamento
Considera-se o modelo, um sistema isolado desconectado da rede elétrica. É composto por
PV; um banco de baterias de gel; um GMG e um inversor. Os componentes foram testados
para um projeto de duração de 25 anos, a uma taxa anual efetiva de 0%.
109
Fonte: HOMER, 2012.
Figura 9.45 - Representação do sistema PV+Baterias+ Gerador Diesel para geração de eletricidade.
A produção total de energia elétrica (Figura 9.46) está repartida praticamente de forma
identica, 47% através dos paineis fotovoltaicos e 53% por parte do Gerador Diesel. Sendo
esta a repartição mais viável economicamente.
Fonte: HOMER, 2012.
Figura 9.46 - Produção média mensal.
A potência máxima do gerador fotovoltaico ao longo do ano é de 11 kW, trabalhará 4405
horas/ano para produzir 17014 kWh/ano, o gerador a gasóleo trabalhará 6990 horas/ano para
produzir 19011 kWh/ano e vai consumir 6710 L/ano de diesel, este sistema vai "apenas"
libertar 17669 kg/ano de dióxido de carbono.
A energia total anual que o banco de 24 baterias de gel vão armazenar é 6677 kWh/ano tendo
capacidade de disponibilizar ao sistema 5344 kWh/ano, portanto a energia perdida no banco
de baterias é de 1333 kWh/ano.
O sistema tem um COE igual a 0,191 €/kWh e um VAL a 25 anos de 156467 €.
9.3.1 Cálculo do Valor Atual Líquido para 10 Habitações
Na Figura 9.47 apresentam-se os valores líquidos, com menor custo, para diferentes tipos de
geração/sistemas. Foram estabelecidas como condições de radiação solar média de 5,65
kWh/m2/dia e três distintos preços de diesel (0,5 €/L preço direto na bomba gasolineira, 1 €/L
preço direto na bomba gasolineira mais o transporte até ao local e 1,5 €/L preço praticado em
Portugal).
110
O valor para cada sistema foi dado pela soma do valor presente de cada componente com o
valor presente de todos os custos de instalação, menos o valor presente de todas as operações,
que se obtém ao longo da duração do projeto. É de todo percetível, para o sistema de potência
nominal 11,2 kW a uma taxa de atualização de 0% independentemente do preço de
combustível, o sistema híbrido PV+BAT+GER é o mais viável economicamente.
600000
Preço Diesel= 0,5 Euro/L
500000
Preço Diesel= 1 Euro/L
Preço Diesel= 1,5 Euro/L
€
400000
300000
200000
100000
0
Gerador Gerador+Baterias PV+BAT+GER
Figura 9.47 - Valor Atual Líquido por tipo de sistemas a uma taxa de atualização de 0%.
9.3.2 Análise Pormenorizada do Custo do Ciclo de Vida Útil
Analisando a Figura 9.48, verifica-se que o custo de diesel quer no sistema GMG quer no
sistema Gerador+Baterias, passa a ter um papel estrondoso no custo final do ciclo de vida útil
destes sistemas. No sistema PV+BAT+GER, verifica-se que este custo não é tão
acentuadíssimo, no entanto com um relevo gigante relativamente a análises anteriores.
111
100%
Dez Habitações
Taxa de Actualização 0%
90%
Custo do Ciclo de Vida Útil (%)
80%
70%
60%
Reposição equipamento
50%
Diesel
O&M
Investimento inicial
40%
30%
20%
10%
0%
0,5 €/L
1€/L
1,5 €/L
Gerador Diesel
0,5 €/L
1€/L
1,5 €/L
Gerador+Baterias
0,5 €/L
1€/L
1,5 €/L
PV+BAT+GER
Figura 9.48 - Análise pormenorizada no custo de vida útil dos distintos sistemas.
9.3.3 Influência da Taxa de Atualização
A Figura 9.49 dá-nos a conhecer a importância da taxa de atualização na escolha do sistema,
um sistema de potência nominal 11,2 kW ( aproximadamente dez habitações), para distintos
preços de combustível, de referir que apenas existe uma curva para o sistema PV+Baterias
visto que o preço de combustível nada interfere neste tipo de sistema. Faz-se uma análise da
importância da taxa de atualização na escolha do sistema economicamente mais rentável para
um VAL a 25 anos.
112
Figura 9.49 - Interferencia da taxa de atualização no VAL dos sistemas.
Analisando a Figura 9.49 verifica-se que a uma taxa de atualização até 7% sensivelmente o
sistema independentemente do preço de combustível mais rentável é o sistema híbrido. Existe
um ponto que merece total realce, concretamente a uma taxa de atualização a partir de
sensivelmente 7% e o preço de diesel a 0,5 €/L o GMG passa a ser mais vantajoso
economicamente face ao sistema híbrido. Já para 1€/L e 1,5 €/L o preço de combustível
independentemente das TA analisadas o sistema híbrido é de longe o que deve ser
implementado.
9.3.4 Infuência do Preço do Diesel
A Figura 9.50 demonstra, para uma potência nominal de 11,2 kW a uma taxa de atualização
de 0% um VAL a 15 anos e 25 anos o impacto que o preço do diesel tem na escolha do
sistema.
113
Figura 9.50 - Influência do preço de diesel no VAL de um sistema.
Analisando a Figura 9.50, verifica-se claramente que em nenhuma circunstancia o sistema
Gerador Diesel é de todo o mais vantajoso. O sistema híbrido para estas circunstâncias
independentemente do preço de combustível é claramente o sistema adotar. De salientar que o
sistema Gerador + Batereias, caso o preço de diesel seja superior a 0,87 €/L, torna-se o
segundo sistema mais rentável. Algo que para as potências nominais já estudadas não
aconteceu, este sistema era claramente o menos rentável em praticamente todas as situações
analisadas.
Em suma o sistema com o VAL menor e portanto o mais rentável perante análise deste
indicador financeiro é claramente o sistema híbrido.
9.3.5 Análise do Fluxo de Tesouraria
A identificação e a quantificação monetária dos custos e benefícios do projeto permitem
estruturar o fluxo de tesouraria esperado do investimento. Chega-se ao final do ciclo de vida
dos sistemas, definido em 25 anos com valores negativos visto tratarem-se de custos e não
ganhos.

Análise do Cash Flow para uma TA de 0%
Analisando primeiramente para o preço de combustível 0,5 €/L, verifica-se que aos 8 anos o
sistema híbrido tem uma TIR superior ao sistema Gerador+Baterias e os 12 anos sobre o
Gerador Diesel. A 1 €/L, aos 4 anos ocorre uma TIR do sistema híbrido superior ao sistema
Gerador+Baterias e aos 5 anos sobre o GMG. A 1,5 €/L, aos 3 anos o sistema híbrido passa a
ser mais viável que o sistema Gerador+Baterias e aos 5 anos sobre o Gerador Diesel. De
114
verificar que pela primeira vez na análises dos sistemas se verifica que o sistema
Gerador+Baterias tem uma TIR superior ao Gerador Diesel e este ocorre sensivelmente aos
10 anos. No entanto não tem qualquer peso na escolha do sistema mais viável. Verificamos na
Figura 9.51 que independentemente do preço do diesel o sistema híbrido é de longe o sistema
adotar.

Figura 9.51 - Cash Flow para uma taxa de atualização de 0%.
Análise do Cash Flow para uma TA de 2%
Analisando a Figura 9.52 é de todo preceptível que para uma taxa de atualização de 2% esta
não tem qualquer tipo de interferência na escolha do sistema mais viável independentemente
do preço de combustível que foram analisados. O sistema híbrido é claramente o mais viável.
115

Figura 9.52 - Cash Flow para uma taxa de atualização de 2%.
Análise do Cash Flow para uma TA de 4%
Analisando a Figura 9.53 é de todo preceptível que para uma taxa de atualização de 4% esta
não tem qualquer tipo de interferência na escolha do sistema mais viável independentemente
do preço de combustível que foram analisados. O sistema híbrido é claramente o mais viável.
116

Figura 9.53 - Cash Flow para uma taxa de atualização de 4%.
Análise do Cash Flow para uma TA de 6%
A uma taxa de atualização de 6% e 0,5 €/L de preço de combustível, verifica-se que o sistema
híbrido tem uma TIR superior ao sistema Gerador+Baterias aos 15 anos e só tem uma TIR
superior ao Gerador Diesel aos 22 anos. No entanto devido a troca de baterias por parte do
sistema híbrido faz com que exista uma TIR inferior relativamente ao Gerador Diesel, mas
aos 25 anos ocorre novamente uma TIR superior do sistema híbrido sobre o Gerador Diesel.
No final do ciclo de vida do sistema verifica-se, que apenas existe uma diferença de cash flow
de 1600€, analisando a Figura 9.54, verifica-se que o sistema híbrido tem um VAL inferior ao
Gerador Diesel, além do mais sendo o sistema híbrido bastante mais ambientalista como pode
se verificar na Figura 9.57. A escolha recai claramente no sistema híbrido.
Para o preço de combustível de 1 e 1,5 €/L o sistema híbrido é claramente o mais viável.
117

Figura 9.54 - Cash Flow para uma taxa de atualização de 6%.
Análise do Cash Flow para uma TA de 8%
A 0,5 €/L de preço de combustível, o sistema híbrido tem uma TIR superior ao sistema
Gerador+Baterias. No entanto até ao final do ciclo de vida do projeto em momento algum
consegue ter uma TIR superior relativamente ao Gerador Diesel. Visto isto, verifica-se, que
para uma taxa de atualização de 8% e a 0,5 €/L de preço de combustível, o Gerador Diesel é o
sistema mais viável, até então para uma potência nominal de 11,2 kW, ainda não se tinha
verificado. Sendo o sistema híbrido claramente o mais viavél para 1 e 1,5 €/L, para este
ultimo verifica-se que o sistema Gerador+Baterias e Gerador Diesel no final do ciclo de vida
do projeto se equivalerem.
118
Figura 9.55 - Cash Flow para uma taxa de atualização de 8%.
9.4 Análise Sumária
9.4.1 Influência do Preço do Diesel
Na Figura 9.56, mostra-se claramente que o preço de diesel tem um relevo importante na
escolha do sistema mais viável. É de todo explícito que o Gerador Diesel como única fonte
para produção de energia elétrica para zonas remotas onde o consumo de energia elétrica é de
pequena potência, é o sistema mais viável. O sistema híbrido apenas consegue ter uma TIR
superior se o preço do combustível for superior a 1,2 €/L. Pode-se concluir que o sistema
GMG em um futuro próximo, tem tendência a tornar-se cada vez mais oneroso para
comunidades isoladas.
Em comunidades de cinco habitações e dez habitações, verifica-se que o Gerador Diesel
apenas combinado a um ou mais geradores de energia renovável poderá ser uma opção, nestas
circunstâncias. O sistema híbrido é o que sofre menos impacto com a instabilidade do preço
de gasóleo, portanto para sistemas de um “grande” potência o sistema híbrido é o sistema
adotar.
119
Figura 9.56 - Influência do preço de diesel nos sistemas para distintas potências nominais a uma taxa
de atualização de 0%.
9.4.2 Análise do Impacto Ambiental
A procura de soluções para a questão da poluição é motivada por razões dos impactos
negativos que as mesmas geram para a sociedade.
O CO2 deriva da queima de combustíveis, diretamente associados ao uso de eletricidade.
Assim estas emissões são calculadas com base no consumo de energia. O parâmetro das
emissões de CO2 correspondentes à energia total consumida proveniente de combustíveis, é
calculado em kg equivalentes de CO2 multiplicando as quantidades de combustíveis sólidos,
líquidos e gasosos usados para produção de energia (calor, potência ou para autoprodução de
eletricidade), pelos correspondentes fatores de emissão de CO2.

Baterias
Analisando o aspeto ambiental, na inserção dos sistemas híbridos em regiões isoladas, o seu
principal impacto negativo é o fim de vida das baterias que compõem o subsistema de
armazenamento, portanto estas devem ser encaminhadas para reciclagem, não podendo ser
enviadas para aterros ou incineradas. No entanto, os sistemas híbridos de geração são
comumente instalados em regiões isoladas e os postos de recolha para reciclagem situam-se
em local distante. Este fator dificulta o transporte destas baterias, levando muitas vezes ao
descarte inadequado. O lançamento indevido de baterias no meio ambiente causa
contaminação do solo, dos cursos de água e dos lençóis freáticos (através da lixiviação). Por
conseguinte, afetando também, a flora e fauna.
120

Gerador Diesel
Os impactos ambientais diretos causados pelos Geradores Diesel são perturbações acústicas,
advindas da operação do motor, e poluição causada pelas emissões de gases. Além destas,
podem ocorrer também vazamentos durante o transporte do diesel e recipiente de estacagem,
o que pode contaminar o solo.
A combustão do óleo diesel ocorrida durante a operação dos motores a gasóleo resulta em
emissão de diversos compostos químicos prejudiciais ao meio ambiente e à saúde do homem.
Além destes problemas de saúde que podem ser causados pelos efluentes dos motores diesel,
tem-se o fator agravante das emissões de CO2 (fator de emissão média de kg de CO2 por kWh
gerado pelo sistema GMG nos diferentes casos de estudo é 1,04, Figura 9.57), gás este que
contribui para o efeito estufa, este tipo de gás deve ter as suas emissões reduzidas com a
finalidade de evitar o aumento do Aquecimento Global.

Gerador Solar
Os impactos ambientais da instalação dos geradores fotovoltaicos são diminutos em relação
aos impactos do Gerador Diesel e baterias (não tendo em conta na construção dos módulos).
Para estes geradores de energia renovável existe o impacto visual, estes são decorrentes do
agrupamento dos módulos fotovoltaicos.
O espaço utilizado para a instalação dos sistemas solar fotovoltaico, também é algo a ser
considerado, pois este espaço deixa de ser útil para outros fins.
A Figura 9.57 contém os resultados da simulação das emissões de CO2 libertadas por parte
dos sistemas estudados. Foi incorporado um parâmetro de comparação, emissão média
Europeia (0,45 kgCO2/kWh) de forma a traçar um paralelo com as emissões dos sistemas.
Estas estimativas de emissões de CO2 fornecem uma ideia de um dos impactos ambientais
advindos de cada sistema a distintas potências nominais. Logicamente o sistema Gerador
Diesel e Gerador+Baterias devido a queima constante de combustível relativamente ao
sistema híbrido têm uma libertação de CO2 muito mais acentuada. Verifica-se também que
para apenas a potência nominal de 11,2 kW, o sistema híbrido supera a emissão média
Europeia. Sendo o sistema PV+Baterias o mais ambientalista, conclui-se que o sistema
híbrido é claramente o segundo sistema mais “amigo” do ambiente. Quanto ao sistema
PV+Baterias a não existir libertação de CO2 não foi incluído nesta análise.
121
1,200
Emissão Média Europeia
GMG
GMG
GMG
1,000
kg de CO2 por kWh gerado
GMG+Baterias
GMG+Baterias
GMG+Baterias
0,800
0,600
GMG+PV+Baterias
0,400
GMG+PV+Baterias
0,200
0,000
GMG+PV+Baterias
Potência Nominal = 1,12 kW
Potência Nominal = 5,2 kW
Potência Nominal = 11,2 kW
Figura 9.57 - Emissão de CO2 por kWh gerado pelos diferentes sistemas analisados.
122
10 Conclusão
O presente trabalho teve como principal objetivo avaliar técnica e economicamente sistemas
de geração de energia com tecnologia solar fotovoltaica, gerador diesel e/ou baterias aplicados
a comunidades isoladas, tendo-se a título de exemplo, analisado a aplicação deste tipo de
sistemas na região angolana de Quimbango.
Os sistemas autónomos para fornecimento regular de energia tornam-se dispendiosos devido
às complicações quanto ao sistema de armazenamento, que devem compensar não só as
variações instantâneas, bem como a variação da disponibilidade durante o ano. Uma boa
estratégia de consumo por parte do utilizador final pode reduzir o pico de consumo, reduzir a
necessidade de armazenamento e os custos de instalação e manutenção.
De acordo com as simulações realizadas, todos os sistemas propostos no presente projeto
conseguem satisfazer as necessidades para as estimativas de consumo considerados. Nos
casos particulares dos sistemas autónomos/isolados instalados, verifica-se que, apesar do
investimento inicial dos sistemas híbridos ser mais elevado do que, por exemplo, gerador a
gasóleo, as despesas que este último apresenta durante todo o seu tempo de vida útil em
algumas análises tornam-se mais dispendioso.
De facto, enquanto o sistema PV necessita apenas de alguma limpeza periódica e de trocar
baterias três vezes durante o seu tempo de vida útil. O Gerador Diesel como única fonte de
produção necessita de combustível e de frequentes cuidados de manutenção, incluindo a
substituição de peças. Já o sistema híbrido necessita de limpeza periódica e de troca de
baterias três vezes durante o seu ciclo de vida útil visto conter a componente PV, tendo
também um Gerador Diesel, sendo certo que, para além destes componentes, existe também o
custo do combustível e dos frequentes cuidados com a manutenção.
A simulação dos sistemas foi realizada a partir do software HOMER, que apresenta algumas
restrições em relação ao seu uso que afetam o seu desempenho e limitam a sua capacidade
como ferramenta útil. Apesar do seu bom desempenho na modelação técnica, não é possível o
acesso a códigos e expressões, dai ser necessário complementá-lo com técnicas económicas
para a sua completa validação para projetos desta natureza.
Após o dimensionamento dos sistemas, foram realizadas simulações, comparando as
diferentes configurações possíveis, foram ainda incluídas as análises da tendência do aumento
do preço de diesel, também a influência da taxa de atualização e por fim o aumento do
consumo da carga. Analisando-se os resultados para o diagrama de carga de uma habitação,
constata-se que para uma taxa de atualização de 0, 2 e 4 % para preços de gasóleo de 0,5 e 1
€/L o GMG é o sistema a adotar, sendo este mais viável economicamente que os restantes
sistemas.
Para estas mesmas TA mas para um preço de gasóleo de 1,5 €/L, o sistema PV+BAT+GER e
o sistema PV+Baterias são os sistemas mais viáveis. Verifica-se que estes dois sistemas têm
123
um cash flow praticamente idêntico bem como o VAL, visto as diferenças serem diminutas.
Portanto é de todo relevante o cariz ambiental ser colocado em questão. Sendo assim a
escolha pode recair no sistema PV+Baterias.
Para taxas de atualização na ordem de 6 e 8 % e independentemente do preço de gasóleo
analisado conclui-se que o Gerador Diesel é o sistema mais viável, portanto para o diagrama
de carga com potência nominal de 1,12 kW comparando as diversas configurações, o Gerador
Diesel acaba por ser o mais viável economicamente para atender as necessidades de
comunidades isoladas.
Para uma potência nominal de 5,2 kW (aproximadamente cinco habitações) a uma TA de 0%
independentemente do custo de gasóleo, conclui-se que o sistema híbrido é claramente o
sistema mais económico.
Por outro lado verificou-se que para as restantes TA analisadas (de 2, 4, 6 e 8 %), para um
preço de combustível de 0,5 €/L, o Gerador Diesel, como fonte única tem uma TIR superior
aos outros sistemas. Por sua vez para preços de combustível superiores 2 vezes e 3 vezes (em
relação ao valor de referência), o sistema híbrido é mais viável comparando com os restantes
sistemas analisados, sendo por isso a melhor opcção.
No sistema PV+Baterias visto ser necessário sobredimensioná-lo e o excesso gerado pelo
sistema não contemplar injeção da energia elétrica na rede nacional, foi de todo claro que
acaba por não ter qualquer tipo de relevo para este porte de potência, sendo economicamente
inviável.
Para o dimensionamento de dez habitações, após a realização da análise económica, concluise que o sistema híbrido é o sistema adotar para uma TA (de 0, 2, 4 e 6 %),
independentemente dos preços de combustível analisados.
Para uma TA de 8% o Gerador Diesel tem uma TIR superior ao sistema híbrido para um
preço de combustível de 0,5 €/L, no entanto, para 1 €/L e 1,5 €/L de preço de combustível
constata-se que o sistema híbrido é o sistema a adotar. Também é importante salientar que é a
esta potência nominal que o sistema Gerador+Baterias assume algum papel de relevo. Embora
na análise elaborada se tenha concluído que não tenha sido o sistema mais viável
economicamente, no entanto, para uma TA de 0, 2, 4, 6% e para um preço de combustível de
1,5 €/L, este sistema tem uma TIR superior ao Gerador Diesel. Para as mesmas TA e 1€/L o
preço de combustível, verificou-se que ambos os sistemas são equivalentes no final do ciclo
de vida do projeto.
No que toca a aspetos ambientais o sistema PV+Baterias não exerce qualquer tipo de
libertação de gases, a única questão tem a ver com a preocupação da reciclagem das baterias.
Entre os três sistemas analisados, o sistema híbrido é o que liberta menos gases para
atmosfera, sendo o sistema Gerador Diesel como aquele que menos “amigo” é do ambiente.
124
De forma a complementar o estudo realizado neste projecto de mestrado seria de todo
relevante observar as modalidades de financiamento disponíveis para implementação de
geradores limpos e verificar o impacto nos resultados. Bem como a inserção de outras fontes
de energias, como por exemplo, energia eólica e o gás natural (proveniente de biodigestores).
Considerar sistemas PV com seguidores solares de um grau de liberdade (Sun trackers), de
forma a verificar o aumento do rendimento nestes sistemas e o impacto na escolha do sistema
economicamente mais viável.
125
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132
Anexos
Anexo 1 - Localização do sistema a implementar.
Zona de Implementação do Sistema (Qimbango)
133
Anexo 2 - Simulador do consumo de energia elétrica
Simulador do consumo de energia elétrica
135
Anexo 3 - Comportamento do equipamento dos sistemas
1º Caso de estudo, uma Habitação

Gerador
Análise gráfica do sistema.
Funcionamento do Gerador Diesel durante as horas do dia.

Emissões libertadas para atmosfera.
Geardor+Baterias
137
Análise gráfica do sistema.
Funcionamento do Gerador Diesel durante as horas do dia.
Rendimento do Gerador Diesel em função da carga.
138
Frequência em função do estado da carga.
Estatisticas mensais das baterias.
Estado de carga do banco de baterias ao longo do dia.
Funcionamento ao longo do dia do Retificador e Inversor.
139
Emissões libertadas para atmosfera.

PV+Baterias
Análise gráfica do sistema.
Comportamento dos Painéis fotovoltaicos ao longo do dia.
Frequência em função do estado da carga.
140
Estatísticas mensais das baterias.
Estado de carga do banco de baterias ao longo do dia.
Funcionamento ao longo do dia do Retificador e Inversor.

Emissões libertadas para atmosfera.
PV+Baterias+Gerador
141
Análise gráfica do sistema.
Comportamento dos Painéis fotovoltaicos ao longo do dia.
Funcionamento do Gerador Diesel durante as horas do dia.
Frequência em função do estado da carga.
142
Estatisticas mensais das baterias.
Estado de carga do banco de baterias ao longo do dia.
Funcionamento ao longo do dia do Retificador e Inversor.
Emissões libertadas para atmosfera.
2º Aanálise de caso de 5 Habitações

Gerador
143
Análise gráfica do sistema.
Funcionamento do Gerador Diesel durante as horas do dia.
Emissões libertadas para atmosfera.

Gerador + Baterias
144
Análise gráfica do sistema.
Funcionamento do Gerador Diesel durante as horas do dia.
Frequência em função do estado da carga.
145
Estatisticas mensais das baterias.
Estado de carga do banco de baterias ao longo do dia.
Funcionamento ao longo do dia do Retificador e Inversor.
Emissões libertdas para atmosfera.
146

PV+ BATERIAS
Análise gráfica do sistema.
Comportamento dos Paineis fotovoltaicos ao longo do dia.
Frequência em função do estado da carga.
Estatisticas mensais das baterias.
147
Estado de carga do banco de baterias ao longo do dia.
Funcionamento ao longo do dia do Retificador e Inversor.
Emissões libertadas para atmosfera.

PV+BAT+GER
Análise gráfica do sistema.
148
Comportamento dos Paineis fotovoltaicos ao longo do dia.
Funcionamento do Gerador Diesel durante as horas do dia.
Frequência em função do estado da carga.
Estatisticas mensais das baterias.
149
Estado de carga do banco de baterias ao longo do dia.
Funcionamento ao longo do dia do Retificador e Inversor.
Emissões libertas para atmosfera.
3º Caso de Estudo
150

Gerador
Análise gráfica do sistema.
Funcionamento do Gerador Diesel durante as horas do dia.

Emissões libertadas para atmosfera.
Gerador+ Baterias
151
Análise gráfica do sistema.
Funcionamento do Gerador Diesel durante as horas do dia.
Frequência em função do estado da carga.
152
Estatisticas mensais das baterias.
Estado de carga do banco de baterias ao longo do dia.
Funcionamento ao longo do dia do Retificador e Inversor.
Emissões libertadas para atmosfera.

PV+BAT+GER
153
Análise gráfica do sistema.
Comportamento dos Paineis fotovoltaicos ao longo do dia.
Funcionamento do Gerador Diesel durante as horas do dia.
Frequência em função do estado da carga.
154
Estatisticas mensais das baterias.
Estado de carga do banco de baterias ao longo do dia.
Funcionamento ao longo do dia do Retificador e Inversor.
Emissões libertadas para atmosfera.
155
Apêndices
Apêndice I – Fluxogramas do Cash Flow dos sistemas.
Fluxograma do Cash Flow do Gerador Diesel.
157
Fluxograma do Cash Flow do Gerador+Baterias.
158
Fluxograma do Cash Flow do PV+Baterias.
159
Fluxograma do Cash Flow do PV+BAT+GER.
160