Optimiza o do Investimento em Sistemas...

Instituto Politécnico de Coimbra

Instituto Superior de Engenharia de Coimbra

OPTIMIZAÇÃO DO INVESTIMENTO EM SISTEMAS

FOTOVOLTAICOS

Tânia Catarina Murta Bonito

Trabalho de Projecto para a obtenção do Grau de Mestre em Automação e Comunicações em Sistemas de Energia

Coimbra 2011

iii

Instituto Politécnico de Coimbra

Instituto Superior de Engenharia de Coimbra

OPTIMIZAÇÃO DO INVESTIMENTO EM SISTEMAS

FOTOVOLTAICOS

Orientador:

Doutor Fernando José Teixeira Estêvão Ferreira

Prof. Adjunto, ISEC

Tânia Catarina Murta Bonito

Trabalho de Projecto para a obtenção do Grau de Mestre em Automação e Comunicações em Sistemas de Energia

Coimbra 2011

v

Agradecimentos

Este trabalho só foi possível devido à ajuda e apoio de diversas pessoas e entidades, às quais expresso o meu

mais sincero agradecimento.

Ao meu orientador, Prof. Doutor Fernando J. T. E. Ferreira, por toda a ajuda, experiência e disponibilidade ao

longo destes meses, bem como a todas as empresas que me forneceram os dados imprescindíveis à realização deste

trabalho: Sinergiae – Energias Renováveis, Lda., Enat – Energias Naturais, Endovélico – Energias Renováveis, FF

Solar – Sistemas de Energias Alternativas Portugal, Lda., SPAES – Solar Products And Energy Solutions, Vulcano e

More-R – Energias Renováveis.

Aos meus pais e avó, pelo apoio e interesse demonstrado na evolução desta tese.

Ao meu namorado, pelo infindável apoio, ajuda, paciência e compreensão durante as inúmeras horas que este

trabalho ocupou; obrigada por estares sempre lá e por tornares esta caminhada mais fácil.

A todos agradeço por, de uma maneira ou de outra, ajudarem a ser possível a concretização deste trabalho.

vii

Resumo

A energia solar fotovoltaica (PV) apresenta-se como uma das alternativas energéticas mais promissoras para

o futuro. No entanto, apesar das vantagens apresentadas pelos sistemas fotovoltaicos (PVs), nomeadamente, reduzida

manutenção, tempo de vida longo, fácil instalação, reduzido impacto ambiental, etc., o seu elevado preço torna-os

pouco atractivos, sendo a sua aquisição economicamente inacessível e/ou inviável na ausência de incentivos estatais.

De facto, o elevado investimento necessário à implementação de sistemas PV apresenta-se como a maior barreira à

penetração massiva desta tecnologia no mercado mundial.

Nesta tese, descreve-se a evolução e o estado da arte dos PVs no mundo, os diferentes tipos de sistemas que

os integram e as suas aplicações típicas. Apresenta-se também uma visão geral sobre os PVs e inversores comerciais e

caracteriza-se o mercado mundial. No âmbito da avaliação económica do investimento em sistemas PV, é realizada

uma análise de sensibilidade ao valor actual líquido, ao fluxo financeiro e ao tempo de retorno do investimento, em

função da taxa de juro real e do preço da energia eléctrica. São ainda definidas estratégias de modo a optimizar o

investimento em PVs e maximizar a relação custo/benefício e analisados dois exemplos práticos de investimento em

PVs de uma perspectiva técnico-económica, nomeadamente, uma comparação entre um sistema PV e um gerador

diesel para zona remota sem acesso à rede eléctrica e instalação de PVs para reduzir a factura de energia eléctrica e,

simultaneamente, sombrear as janelas dos edifícios no campus do ISEC.

Palavras-chave: Painéis fotovoltaicos, caracterização do mercado, análise de investimento, avaliação

económica, análise de sensibilidade, valor actual líquido.

ix

Abstract

The photovoltaic solar energy is one of the most promising alternative energy sources for the future.

However, regardless the advantages associated with the photovoltaic (PV) systems, namely, reduced maintenance,

long lifetime, easy installation, low environment impact, etc., its high price turn them less attractive, being the

respective acquisition economically difficult and/or not cost-effective without governmental incentives. In fact, the

high investment required to the implementation of PV systems is the most relevant barrier to the penetration of this

technology in the worldwide market.

In this thesis, the evolution and the state-of-the-art of PVs worldwide, the different types of PV systems and

their typical applications, are described. An overview on commercial PVs and inverters is presented and the world

market is characterized. In the scope of the economic evaluation of the investment in PV systems, a sensitivity analysis

regarding the present net value, the cash flow and the payback time, as a function of the real interest rate and electrical

energy price, is carried out. PV investment optimization strategies are defined, in order to maximize the cost/benefit

relation. Two practical examples of investment in PVs are analysed from the technical and economical point of view,

namely, a comparison between a PV system and a diesel generator for a remote zone without access to the eletrical

power grid and the installation of PVs to reduce the electricity bill and, simultaneously, providing shadowing to the

windows of the buildings in the ISEC campus.

Keywords: Photovoltaic panels, market characterization, investment analysis, cost-effectiveness analysis,

sensitivity analysis, present net value.

xi

Índice

Agradecimentos v

Resumo vii

Abstract ................................................................................................................................................................. ix

Índice de tabelas e figuras..................................................................................................................................xiii

Nomenclatura...................................................................................................................................................... xix

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

1.1. História 1

1.2. Funcionamento e composição de um sistema fotovoltaico 2

1.2.1. Funcionamento 2

1.2.2. Componentes do sistema 3

1.3. Seguidor solar 6

1.3.1. Seguidores de dois eixos 7

1.3.2. Seguidores de um eixo 8

1.4. Tipos de sistemas fotovoltaicos 9

1.4.1. Sistemas com ligação à rede 9

1.4.2. Sistemas autónomos 10

1.4.3. Sistemas híbridos 12

1.5. Aplicações 12

1.6. Desempenho do sistema 16

2. Características de módulos, inversores, baterias e cabos de ligação........................................................... 21

2.1. Módulos 21

2.2. Inversores 24

2.3. Baterias 28

2.5. Equipamento de protecção 32

3. Evolução e estado da arte................................................................................................................................ 33

3.1. Eficiência das células 33

3.2. Tipos de células 35

3.2.1. Silício cristalino 35

3.2.2. Thin film 36

3.2.3. Células solares múltipla junção 40

3.2.4. Células solares 3D 41

3.2.5. Células solares UV 41

3.3. Painel solar infravermelho 42

3.4. Sistemas concentradores 42

3.5. Painel solar com inversor integrado 43

4. Estado da indústria fotovoltaica no Mundo .................................................................................................. 45

xii

4.1. Indústria fotovoltaica 45

4.2. Actividades e fundos de pesquisa e desenvolvimento 48

4.3. Produção mundial de células e módulos PV 49

4.4. Preços dos sistemas PV e benefícios económicos 51

4.5. Iniciativas de incentivo à instalação de sistemas PV 52

4.6. Outras questões importantes para o mercado PV 54

4.7. Electricidade produzida nos países OCDE 56

5. Análise e avaliação económica de sistemas PV ............................................................................................. 57

5.1. Passos para a instalação de um sistema PV ligado à rede 57

5.2. Legislação 60

5.3. Parâmetros financeiros 61

5.3.1. Valor actual e valor actual líquido 61

5.3.2. Taxas de juro nominal e real 62

5.3.3. Cash flow 63

5.3.4. Tempo de retorno do investimento 63

5.3.5. Taxa interna de rendibilidade 63

5.4. Descrição do estudo realizado 63

5.5. Análise da metodologia de avaliação económica 67

5.5.1. Sistemas instalados sem recurso a financiamento da banca 69

5.5.2. Sistemas instalados com recurso a financiamento da banca 74

6. Casos de estudo................................................................................................................................................ 81

6.1. Instalação de painéis fotovoltaicos no campus do ISEC 81

6.2. Sistema PV autónomo vs gerador diesel, para instalação numa zona remota de Angola 87

7. Programas de simulação e dimensionamento de sistemas PV ..................................................................... 91

8. Conclusão ......................................................................................................................................................... 95

9. Referências bibliográficas............................................................................................................................... 99

Anexo 1 – Dados dos sistemas PV analisados.................................................................................................. 107

Anexo 2 – Dados das 3 zonas e cálculos efectuados ........................................................................................ 109

Anexo 3 – Relação entre taxa de juro nominal, taxa de juro real e taxa de inflação................................... 111

Anexo 4 – Gráficos representativos dos diversos parâmetros financeiros.................................................... 113

Anexo 5 – Gráficos representativos dos diversos parâmetros financeiros (sistemas instalados com recurso

a empréstimos à banca)..................................................................................................................................... 133

Anexo 6 – Dedução da expressão usada para o cálculo da radiação solar média eficaz ............................. 141

xiii

Índice de tabelas e figuras

Tabelas

Tabela 1: As 50 maiores centrais fotovoltaicas do mundo [44]............................................................................. 15

Tabela 2: Preços indicativos de sistemas instalados nos países PVPS [8]............................................................. 51

Tabela 3: Mecanismos de incentivo à instalação de sistemas PV por país [8]. ..................................................... 53

Tabela 4: Preço e potência unitária dos painéis em estudo e respectivo preço por Wp......................................... 68

Tabela 5: Preço por kWh dos sistemas PV estudados, para 15 anos de vida útil, nas 3 zonas consideradas......... 69

Tabela 6: TRI (TA=100%) de todos os sistemas analisados. ................................................................................ 70

Tabela 7: Ganhos (TA=100%) de todos os sistemas analisados, para tempos de vida de 25, 20 e 15 anos. ......... 70

Tabela 8: TIR (%) para diferentes valores de taxa de juro real (%), para todos os sistemas analisados. .............. 71

Tabela 9: Sistemas viáveis e não viáveis havendo financiamento de 50, 75 e 100% do investimento inicial, para

todas as zonas, para 25 anos de vida útil dos projectos................................................................................ 75

Tabela 10: Ganhos dos sistemas havendo financiamento de 50, 75 e 100% do investimento inicial, para todas as

zonas, e considerando empréstimos de 12 e 15 anos, para 25 anos de vida útil dos projectos. ................... 75

Tabela 11: TIR (%) para diferentes valores de taxa de juro real (%), para todos os sistemas analisados, com

recurso a empréstimos à banca. ................................................................................................................... 76

Tabela 12: TRI para o sistema seguidor monocristalino de 3,4–3,7 kW, havendo diminuição no valor da

remuneração da energia eléctrica produzida pelos PVs, para várias taxas de juro real................................ 79

Tabela 13: Dados de consumo da instalação e da produção PV............................................................................ 84

Tabela 14: Dados relativos ao sistema PV autónomo [152]. ................................................................................. 88

Tabela 15: Dados relativos ao gerador diesel [154]. ............................................................................................. 89

Tabela 16: Dados dos sistemas PV analisados [152], [158-163]......................................................................... 107

Tabela 17: Dados das zonas de divisão em análise e cálculos dos sistemas nas zonas respectivas. .................... 109

Figuras

Figura 1: Representação esquemática da utilização da energia solar [10]............................................................... 2

Figura 2: Wafer de silício [14]................................................................................................................................. 3

Figura 3: Funcionamento de uma célula solar [15]. ................................................................................................ 3

Figura 4: Célula, módulo, painel, matriz [21]. ........................................................................................................ 4

Figura 5: Curva I-V de uma célula solar, que mostra o MPP [24]. ......................................................................... 5

Figura 6: Movimento aparente do Sol [31].............................................................................................................. 6

Figura 7: Solstício de Verão e de Inverno [31]........................................................................................................ 7

Figura 8: Movimento óptimo do seguidor solar [31]............................................................................................... 7

Figura 9: Seguidor de dois eixos [31]...................................................................................................................... 7

Figura 10: Seguidores de um eixo [31]. .................................................................................................................. 8

Figura 11: Seguidor solar [32]................................................................................................................................. 8

Figura 12: Central solar de Amareleja [35]. ............................................................................................................ 9

Figura 13: Diagrama de um sistema PV ligado à rede [33]................................................................................... 10

Figura 14: Sistema PV de ligação directa [33]. ..................................................................................................... 10

xiv

Figura 15: Diagrama de um sistema PV autónomo, com armazenamento de energia em bateria para alimentar

cargas DC e AC [33].................................................................................................................................... 12

Figura 16: Diagrama de um sistema PV híbrido [33]............................................................................................ 12

Figura 17: Exemplo de iluminação através de um painel PV [32]. ....................................................................... 13

Figura 18: Tipos de bombas de água solares [40]. ................................................................................................ 13

Figura 19: A maior central PV do mundo – Parque Fotovoltaico de Olmedilla de Alarcón [45].......................... 16

Figura 20: Díodos de bypass numa associação de módulos PV, circuito eléctrico e módulo que compõem a

instalação PV [48]........................................................................................................................................ 17

Figura 21: Efeito causado pela temperatura numa célula PV [4]. ......................................................................... 18

Figura 22: Efeito causado pela variação da intensidade luminosa numa célula PV [4]......................................... 18

Figura 23: Representação genérica da curva característica I-V de um módulo PV [49]. ...................................... 22

Figura 24: Desempenho e preços das diferentes tecnologias de módulos PV em 2008 [54]................................. 22

Figura 25: Dados de Dezembro de 2001 a Março de 2011, para preços por Wp de módulos nos Estados Unidos

(em USD – Dólar Americano) e na Europa (em EUR – Euro) [55]............................................................. 23

Figura 26: Representação gráfica dos diferentes valores dos rendimentos apresentados pelos painéis de diversas

tecnologias ao longo da sua existência [56-84]............................................................................................ 24

Figura 27: Relação entre a potência máxima de painéis PV e o seu rendimento [56-84]...................................... 24

Figura 28: Evolução dos preços por Watt dos inversores entre Dezembro de 2008 e Abril de 2011, nos Estados

Unidos (USD) e na Europa (EUR) [87]. ...................................................................................................... 26

Figura 29: Relação entre a corrente e a potência máxima à saída do inversor (monofásico e trifásico) [90-105].27

Figura 30: Relação entre o rendimento do inversor e a sua potência máxima [90-105]........................................ 27

Figura 31: Evolução das diversas tecnologias de células PV ao longo do tempo (valores obtidos em laboratório)

[2], [11], [113-118]. ..................................................................................................................................... 34

Figura 32: Processo Czochralski de crescimento de cristais [121]........................................................................ 35

Figura 33: Dois cenários possíveis para o mercado thin film [122]....................................................................... 36

Figura 34: Composição do espectro solar, com a divisão da luz visível em destaque [125]. ................................ 38

Figura 35: Estrutura de banda de um semicondutor [129]..................................................................................... 40

Figura 36: Célula transparente que capta a radiação UV [130]. ............................................................................ 41

Figura 37: Evolução anual do mercado PV mundial entre 2000 e 2009 [136]. ..................................................... 46

Figura 38: Percentagem de potência PV ligada à rede e autónoma nos países PVPS [8]...................................... 46

Figura 39: Mercados PV Europeus e Mundiais em 2009 (em MW) [136]............................................................ 47

Figura 40: Cenários Moderate e Policy-Driven (estimativas para 2010-2014) [136]............................................ 48

Figura 41: Orçamento público para pesquisa e desenvolvimento em 2009 de alguns países PVPS (em milhões de

euros) [8]...................................................................................................................................................... 48

Figura 42: Tendências em tecnologias de módulos fotovoltaicos entre 2005 e 2009 [8]. ..................................... 49

Figura 43: Produção mundial de células (em MW) por país e de módulos (em MW) por país PVPS em 2009 [8].

..................................................................................................................................................................... 50

Figura 44: Perspectivas da capacidade de produção de módulos – tecnologia cristalina e thin film [136]............ 50

Figura 45: Mapa mundial com a média da radiação solar (kWh/m2/dia) [138]..................................................... 55

xv

Figura 46: Produção de electricidade nos países OCDE (Organização para a Cooperação e Desenvolvimento

Económico) entre Janeiro e Outubro – comparação entre 2009 e 2010 (em terawatt hora – TWh) [139]... 56

Figura 47: Produção de electricidade por tipo de combustível na OCDE (esq.) e em Portugal (dir.) [139].......... 56

Figura 48: Exemplo da ligação de quatro módulos em série [142]. ...................................................................... 57

Figura 49: Exemplo da ligação de dois módulos em paralelo [142]...................................................................... 58

Figura 50: Inversor central [4]............................................................................................................................... 58

Figura 51: Inversor de fileira [4]. .......................................................................................................................... 58

Figura 52: Inversor de várias fileiras [4]. .............................................................................................................. 59

Figura 53: Inversor com módulo integrado [4]...................................................................................................... 59

Figura 54: Factor de espaçamento em função da latitude [140]. ........................................................................... 59

Figura 55: Radiação solar incidente anual, para painéis instalados com um ângulo óptimo de inclinação em

Portugal [149]. ............................................................................................................................................. 65

Figura 56: Divisão do país em zonas..................................................................................................................... 66

Figura 57: Percentagem que cada componente dos sistemas monocristalinos (esq.) e policristalinos (dir.), fixos

em telhado, representa no custo total dos mesmos, em função da gama de potência. ................................. 67

Figura 58: Percentagem que cada componente dos sistemas seguidores monocristalinos (esq.) e policristalinos

(dir.), representa no custo total dos mesmos, em função da gama de potência. ........................................... 67

Figura 59: Relação entre o investimento inicial nas várias tecnologias de painéis e a potência instalada. ........... 68

Figura 60: Cashflow do sistema seguidor monocristalino de 3,4–3,7 kW, zona 1. ............................................... 72

Figura 61: VAL a 25, 20 e 15 anos do sistema seguidor monocristalino de 3,4–3,7 kW, zona 1. ........................ 72





Figura 66: Cashflow do sistema seguidor monocristalino de 1,7–1,8 kW, zona 3, financiamento 50%. .............. 77

Figura 67: VAL a 25, 20 e 15 anos de sistema seguidor monocristalino de 1,7–1,8 kW, zona 3, financiamento

50%. ............................................................................................................................................................. 78

Figura 68: Cashflow do sistema seguidor monocristalino de 1,7–1,8 kW, zona 3, financiamento 75%. .............. 78

Figura 69: VAL a 25, 20 e 15 anos do sistema seguidor monocristalino de 1,7–1,8 kW, zona 3, financiamento

75%. ............................................................................................................................................................. 78

Figura 70: Produção total estimada dos sistemas PV a instalar no ISEC. ............................................................. 81

Figura 71: Variação da radiação média anual em função de �, na cidade de Coimbra.......................................... 82

Figura 72: Variação da radiação média em cada estação do ano em função de �, na cidade de Coimbra............. 83

Figura 73: Radiação solar média em cada mês do ano, para �=38º, em Coimbra. ................................................ 84

Figura 74: Estimativa da potência média consumida na instalação, potência média produzida pelos sistemas PV e

radiação solar média, para cada mês do ano, nos campus do ISEC. ............................................................ 86

Figura 75: Diagramas de distribuição do consumo da potência produzida para dois cenários diferentes. ............ 88

Figura 76: Cashflow dos dois sistemas, considerando o preço do combustível de 0,308 EUR/litro. .................... 90

Figura 77: Cashflow dos dois sistemas, considerando o preço do combustível de 0,77 EUR/litro. ...................... 90

Figura 78: Variação da taxa de juro nominal em função da taxa de juro real e da taxa de inflação. ................... 111

xvi

Figura 79: Variação da taxa de inflação em função da taxa de juro real e da taxa de juro nominal. ................... 111

Figura 80: Representação tridimensional da variação relativa das taxas de juro nominal, real e inflação. ......... 112

Figura 81: Cashflow do sistema monocristalino de 1,7–1,8 kW, zona 1............................................................. 113

Figura 82: VAL a 25, 20 e 15 anos do sistema monocristalino de 1,7–1,8 kW, zona 1. ..................................... 113


Figura 84: VAL a 25, 20 e 15 anos do sistema monocristalino de 3,4–3,7kW, zona 1. ...................................... 114

Figura 85: Cashflow do sistema monocristalino de 4–4,3 kW, zona 1................................................................ 114

Figura 86: VAL a 25, 20 e 15 anos do sistema monocristalino de 4–4,3 kW, zona 1. ........................................ 115

Figura 87: Cashflow do sistema policristalino de 1,7–1,8 kW, zona 1................................................................ 115

Figura 88: VAL a 25, 20 e 15 anos do sistema policristalino de 1,7–1,8 kW, zona 1. ........................................ 115

Figura 89: Cashflow do sistema policristalino de 3,4–3,7 kW, zona 1................................................................ 116

Figura 90: VAL a 25, 20 e 15 anos do sistema policristalino de 3,4–3,7 kW, zona 1. ........................................ 116

Figura 91: Cashflow do sistema seguidor monocristalino de 1,7–1,8 kW, zona 1. ............................................. 116

Figura 92: VAL a 25, 20 e 15 anos do sistema seguidor monocristalino de 1,7– ,8 kW, zona 1. ....................... 117

Figura 93: Cashflow do sistema seguidor monocristalino de 3,4–3,7 kW, zona 1. ............................................. 117

Figura 94: VAL a 25, 20 e 15 anos do sistema seguidor monocristalino de 3,4–3,7 kW, zona 1. ...................... 117

Figura 95: Cashflow do sistema seguidor policristalino de 1,7–1,8 kW, zona 1. ................................................ 118

Figura 96: VAL a 25, 20 e 15 anos do sistema seguidor policristalino de 1,7–1,8 kW, zona 1. ......................... 118

Figura 97: Cashflow do sistema seguidor policristalino de 3,4–3,7 kW, zona 1. ................................................ 118

Figura 98: VAL a 25, 20 e 15 anos do sistema seguidor policristalino de 3,4–3,7 kW, zona 1. ......................... 119


Figura 100: VAL a 25, 20 e 15 anos do sistema monocristalino de 1,7–1,8 kW, zona 2. ................................... 119

Figura 101: Cashflow do sistema monocristalino de 3,4–3,7 kW, zona 2........................................................... 120


Figura 103: Cashflow do sistema monocristalino de 4–4,3 kW, zona 2.............................................................. 120

Figura 104: VAL a 25, 20 e 15 anos do sistema monocristalino de 4–4,3 kW, zona 2. ...................................... 121

Figura 105: Cashflow do sistema policristalino de 1,7–1,8 kW, zona 2.............................................................. 121

Figura 106: VAL a 25, 20 e 15 anos do sistema policristalino de 1,7–1,8 kW, zona 2. ...................................... 121



Figura 109: Cashflow do sistema seguidor monocristalino de 1,7–1,8 kW, zona 2. ........................................... 122

Figura 110: VAL a 25, 20 e 15 anos do sistema seguidor monocristalino de 1,7–1,8 kW, zona 2. .................... 123



Figura 113: Cashflow do sistema seguidor policristalino de 1,7–1,8 kW, zona 2. .............................................. 124

Figura 114: VAL a 25, 20 e 15 anos do sistema seguidor policristalino de 1,7–1,8 kW, zona 2. ....................... 124





xvii



Figura 121: Cashflow do sistema monocristalino de 4–4,3 kW, zona 3.............................................................. 126

Figura 122: VAL a 25, 20 e 15 anos do sistema monocristalino de 4–4,3 kW, zona 3. ...................................... 127













Figura 135: Cashflow do sistema seguidor monocristalino de 1,7–1,8 kW, zona 1, financiamento 50%. .......... 133


50%. ........................................................................................................................................................... 133



50%. ........................................................................................................................................................... 134



50%. ........................................................................................................................................................... 135

Figura 141: Cashflow do sistema seguidor policristalino de 3,4–3,7 kW, zona 2, financiamento 50%. ............. 135

Figura 142: VAL a 25, 20 e 15 anos do sistema seguidor policristalino de 3,4–3,7 kW, zona 2, financiamento

50%. ........................................................................................................................................................... 135



75%. ........................................................................................................................................................... 136



50%. ........................................................................................................................................................... 137



50%. ........................................................................................................................................................... 138

Figura 149: Cashflow do sistema seguidor policristalino de 3,4–3,7 kW, zona 3, financiamento 50%. ............. 138

Figura 150: VAL a 25, 20 e 15 anos do sistema seguidor policristalino de 3,4 – 3,7 kW zona 3, financiamento

50%. ........................................................................................................................................................... 138

xviii



75%. ........................................................................................................................................................... 139

Figura 153: Representação gráfica da inclinação dos painéis PV, dos raios solares e respectivos ângulos. ....... 141

xix

Nomenclatura PV – Fotovoltaico

DC – Corrente contínua

AC – Corrente Alternada

BOS – Balance of System

W – Watt

CdTe – Telureto de Cádmio (Cadmium Telluride)

CiGs – Seleneto de cobre-índio-gálio (Copper indium gallium selenide)

DSSC – Células solares sensibilizadas por corante (Dye-sensitized solar cell)

OPV – Células solares orgânicas (Polymer/Organic photovoltaic)

GaAs – Arsenieto de Gálio (Gallium arsenide)

Wp – Watt pico (relativo à potência de pico ou máxima)

STC – Standard Test Conditions

I – Corrente eléctrica

MPP – Ponto de potência máxima (Maximum Power Point)

kWh – Quilowatt hora

REN – Redes Energéticas Nacionais

MPPT – Detector do ponto de potência máxima (Maximum Power Point Tracker)

BIPV – Integração PV em edifícios (BIPV – Building Integrated Photovoltaics)

NASA – National Aeronautics and Space Administration

Voc – Tensão em circuito aberto

Isc – Corrente de curto-circuito

Vpmax – Tensão à potência máxima

Ipmax – Corrente à potência máxima

USD – Dólar Americano

EUR – Euro

V – Volt

A – Ampere

DOD – Ciclo de descarga (depth of discharge)

eV – Electrão-Volt

CPV – Concentrador fotovoltaico

IEA – Agência Internacional de Energia (International Energy Agency)

PVPS – Photovoltaic Power Systems Programme

EPIA – European Photovoltaic Industry Association

FiT – Tarifa de fornecimento de energia (feed-in tariff)

RPS – Portfólio para electricidade com origem em fontes renováveis (Renewable Portfolio Standard)

OCDE – Organização para a Cooperação e Desenvolvimento Económico

DL – Decreto-Lei

SRM – Sistema de Registo de Microprodução

xx

VA – Valor actual

TA – Taxa de actualização

VAL – Valor actual líquido

IPC – Índice de preços no consumidor

1

1. Introdução

1.1. História A energia solar PV é a energia obtida através da conversão directa da luz em electricidade – efeito

fotovoltaico [1]. Este efeito, descoberto por Edmond Becquerel em 1839 [2], consiste no aparecimento de uma

diferença de potencial nos extremos de uma estrutura de material semicondutor, produzida pela absorção da luz.

A célula PV (ou solar) é a unidade fundamental do processo de conversão e o silício, segundo elemento mais

abundante no planeta, é o material mais utilizado no fabrico destas células, tendo sido explorado sob diversas

formas: monocristalino, policristalino e amorfo [1].

As primeiras células PV convencionais foram produzidas em 1950 e durante a década seguinte foram

usadas, principalmente, para fornecer energia eléctrica aos satélites que orbitavam a Terra. Em 1970, as

melhorias no fabrico, desempenho e qualidade dos módulos PV ajudaram a reduzir custos e criaram uma série de

oportunidades para a alimentação remota de certas aplicações. Na sequência da crise energética verificada nesta

década, foram feitos esforços significativos para desenvolver sistemas PV para uso residencial e comercial.

Neste mesmo período, as aplicações dos PVs para refrigeração, bombagem de água, telecomunicações e

produção de energia eléctrica em povoações remotas (sem qualquer ligação à rede eléctrica) aumentaram

drasticamente e continuam a ser uma parte importante do mercado mundial dos produtos PV. Em 1980, a energia

PV tornou-se muito popular para uso em dispositivos electrónicos, tais como calculadoras, relógios, rádios, e

outras aplicações que requeriam baterias de pequena carga [3].

A quantidade de energia proveniente do Sol e que atinge a superfície da Terra corresponde,

aproximadamente, a dez mil vezes a procura global de energia (0,01% da energia solar seria o suficiente para

satisfazer as necessidades energéticas da Humanidade) [4]. Dado esta elevada quantidade de energia que temos

ao nosso dispor todos os dias e como actualmente as energias renováveis (em especial a energia solar) ocupam

um patamar bastante elevado a nível de interesse público, suscitou-me o interesse a energia solar PV, em

especial no que diz respeito à microprodução, uma vez que em Portugal este tipo de tecnologia está a ter uma

elevada aceitação. Assim, pareceu-me interessante e extremamente pertinente, no contexto actual, realizar uma

análise da viabilidade económica de tal tecnologia.

Os fenómenos que afectam a radiação solar no seu percurso através da atmosfera são o principal

problema na quantificação da disponibilidade energética. Quando esta energia entra na atmosfera existem dois

tipos de fenómenos que vão influenciar o seu percurso: a geometria Sol–Terra e os factores meteorológicos.

Estes são responsáveis por uma atenuação na quantidade de energia que chega à superfície terrestre [4].

Um sistema PV é, de uma forma simples, um sistema que usa células solares para converter a luz do Sol

directamente em electricidade [4]. Nesse processo de conversão são utilizados materiais semicondutores como o

silício e o arsenieto de gálio, entre outros. O silício é ainda o material mais utilizado nas células solares, devendo

ser da maior pureza possível [5]. O termo ‘sistema PV’ inclui os módulos PV, os inversores, as baterias e todos

os componentes de montagem e controlo associados [6].

2

1.2. Funcionamento e composição de um sistema fotovoltaico

1.2.1. Funcionamento

Um sistema PV é similar a qualquer outro sistema de produção de energia eléctrica, diferindo apenas no

equipamento de conversão utilizado. Apesar dos módulos PV produzirem electricidade quando expostos à luz do

Sol, são necessários outros componentes para a conduzir, controlar, converter, distribuir e armazenar

correctamente. Dependendo dos requisitos funcionais e operacionais do sistema, este pode ser composto por

inversores de potência DC/AC (corrente contínua/corrente alternada), banco de baterias, controlador do sistema e

da bateria e fontes auxiliares de energia [7].

A electricidade produzida pode ser armazenada, usada directamente ou injectada na rede eléctrica.

Dependendo do tipo de aplicação, o resto do sistema (Balance Of System – BOS) consistirá em diferentes

componentes. O BOS consiste em estruturas para montar os PVs e equipamento que ajusta e converte a

electricidade DC para AC, de modo a satisfazer os requisitos de uma carga AC. Pode também incluir

dispositivos de armazenamento, tais como baterias, de modo que a electricidade produzida pelo sistema PV

possa ser usada durante dias com céu nublado ou à noite [7].

De uma perspectiva de custos, os componentes do BOS contribuem entre 20% (sistemas ligados à rede)

e 70% (sistemas autónomos) para o custo total do sistema, o que tornou a produção de produtos BOS num sector

importante da indústria PV. Com a rápida expansão do mercado mundial para sistemas ligados à rede, os

inversores são actualmente o ponto central do interesse [6]. As maiores empresas de inversores situam-se na

Alemanha, Espanha, Áustria, Suiça, Dinamarca, Itália, Japão, Estados Unidos, Canadá e Coreia. Se, por um lado,

o aumento da produção e novos intervenientes de mercado levam a uma redução nos preços dos produtos, por

outro lado, a elevada procura e a escassez da oferta continuam a gerar longos tempos de espera nas entregas [8].

Com o equipamento de conversão de corrente adequado, os sistemas PV são capazes de produzir

corrente alternada compatível com as aplicações tradicionais e podem funcionar em paralelo com a rede eléctrica

ou interligados a esta [9]. A Figura 1 mostra as possíveis utilizações da energia solar PV.

Figura 1: Representação esquemática da utilização da energia solar [10].

Fonte de energia

Conversão de energia

Inversor/adaptador Utilização de energia

Distribuição de energia

Armazenamento de energia

Companhia de electricidade

3

1.2.2. Componentes do sistema

• Células PV

As células PV ou solares são dispositivos semicondutores que convertem a luz do Sol directamente em

electricidade (DC) [11]. Na maioria das células comercialmente disponíveis, um material semicondutor,

normalmente o silício, é usado em wafers (wafer – fatia fina de material semicondutor, representada na Figura 2)

[9]. Um lado do material semicondutor tem uma carga positiva e o outro lado é carregado negativamente. A luz

do Sol ao atingir o lado positivo vai activar os electrões do lado negativo e produz uma corrente eléctrica [12],

como ilustrado na Figura 3.

A corrente (e a potência em Watt (W)) de saída de uma célula PV depende da eficiência e do tamanho

(superfície em m2) desta, e é proporcional à intensidade da luz do Sol (em W/m2) que atinge a sua superfície

[13]. A eficiência de uma célula (�) define-se como a relação entre o seu ponto de potência máxima (Pmáx) e a

potência de radiação solar incidente (G) sobre a sua superfície (A), segundo a Equação 1.1 [4].

Figura 2: Wafer de silício [14].

Figura 3: Funcionamento de uma célula solar [15].

Os vários tipos de células PV são:

• Silício cristalino;

• Silício amorfo;

• Thin film – película fina:

GA

Pmáx

⋅=η (1.1)

Revestimento anti-reflexo

Material semi-condutor especialmente tratado

Luz do sol

Contacto frontal

Contacto traseiro

4

- Telureto de Cádmio (Cadmium Telluride – CdTe);

- Seleneto de cobre-índio-gálio (Copper indium gallium selenide – CiGs);

- Sensibilizadas por corante (Dye-sensitized solar cell – DSSC);

- Orgânicas (Polymer/Organic photovoltaic – OPV);

- Arsenieto de Gálio (Gallium arsenide – GaAs) [16-20].

� Módulos PV

Os módulos PV consistem em circuitos de células agrupadas para aumentar a tensão e a corrente de

saída e assim produzir energia eléctrica [21]. Os módulos actuais são produtos extremamente seguros e fiáveis,

com taxas de falha mínimas e projectados para 20 a 30 anos de funcionamento. O desempenho dos módulos PV

é normalmente classificado de acordo com a sua potência DC máxima de saída (em W, ou Watt-pico (Wp)), em

condições de teste (Standard Test Conditions – STC) [22]. Como estas condições não são as de funcionamento

típico dos módulos no exterior, o desempenho real é normalmente 85 a 95% dessa classificação [13].

As condições STC consistem num conjunto de testes de laboratório que permitem fazer uma

aproximação das condições nas quais os módulos PV serão utilizados. O mesmo padrão é também usado para

avaliar potenciais locais de instalação, uma vez que com ele é possível determinar os seguintes valores:

Radiação – medida em Watt por metro quadrado sob uma superfície plana. A unidade de

medição padrão é um quilowatt por metro quadrado (kW/m2);

Massa de ar – refere-se à “espessura” e transparência do ar através do qual a luz do Sol passa

para chegar aos módulos. É preciso ter em conta que o ângulo em que o Sol se encontra afecta este

valor;

Temperatura da célula – pode diferir consoante a temperatura ambiente. O gráfico

representativo é conhecido como curva I-V, e refere-se à relação entre a corrente (I) e a tensão (V) de

saída do módulo, sob condições dominantes de luz e temperatura [22].

� Painéis PV

Os painéis PV incluem vários módulos agregados e preparados para serem instalados no exterior [21].

� Matrizes PV

A matriz PV é a unidade de produção de energia completa e consiste em vários módulos e painéis [21].

Figura 4: Célula, módulo, painel, matriz [21].

5

� Baterias

Uma característica fundamental de um sistema PV é que a energia é produzida apenas enquanto existe

luz do Sol. Para sistemas em que a energia produzida é apenas de origem PV, o armazenamento é normalmente

necessário [23]. As baterias são utilizadas em sistemas PV para armazenar a energia produzida pelo módulo

durante o dia e fornecê-la às cargas eléctricas consoante a necessidade (durante a noite ou em períodos de céu

nublado). As baterias são também utilizadas para que o módulo funcione perto do seu ponto de potência máxima

(Maximum Power Point - MPP) e para alimentar as cargas com tensões estáveis. Na maioria dos casos, é usado

um controlador de carga da bateria para a proteger de sobrecargas e sobredescargas [10].

O MPP é o ponto na curva I-V de um módulo solar sob iluminação, no qual o produto da corrente e da

tensão é máximo (Pmax, em W). Os pontos nos eixos I e V que descrevem este ponto na curva são chamados Ipmax

(corrente à potência máxima) e Vpmax (tensão à potência máxima), representados na Figura 5 como Imp e Vmp,

respectivamente [24].

Figura 5: Curva I-V de uma célula solar, que mostra o MPP [24].

A posição do MPP é alterada sempre que ocorrem alterações na radiação e temperatura da célula [25]. É

por esta razão que muito frequentemente não se está a operar ao MPP e a energia fornecida à carga é inferior à

máxima possível [26].

� Inversores

O inversor converte a corrente DC em corrente AC e sincroniza a corrente de saída do sistema PV com

a da rede [27]. Quando utilizados em sistemas autónomos, os inversores não permitem fazer o paralelo com a

rede eléctrica nem o paralelo das suas saídas, uma vez que não adaptam a tensão e a frequência às características

reais e instantâneas locais. Para os sistemas ligados à rede, o inversor tem a capacidade de monitorizar a rede

onde está inserido e, através da modificação dos seus parâmetros, consegue ajustar a tensão, a frequência e o

ângulo de fase para valores próximos da rede e efectuar o paralelo [28].

� Contador

O contador é um dos componentes de instalações PV domésticas (microprodução/microgeração). Em

alguns países utiliza-se apenas um contador bi-direccional, que “conta” num sentido quando a energia eléctrica

produzida é injectada na rede e no sentido oposto quando a energia eléctrica é comprada à rede pública. É este o

conceito de net-metering. Alguma da energia produzida é usada para consumo interno e a restante é vendida à

rede [13]. Algumas companhias de electricidade compram a energia eléctrica produzida pelo cliente ao mesmo

preço a que esta é vendida, este caso é um net-metering puro [29].

6

Em Portugal não se verifica o net-metering, uma vez que o preço do quilowatt hora (kWh) da energia

vendida é muito superior ao preço a que esta é comprada, sendo por isso mais rentável vender toda a energia que

se produz do que utilizá-la para consumo próprio. Assim, num sistema PV, existem dois contadores: um para a

energia produzida pelo sistema e outro para a energia adquirida à rede.

1.3. Seguidor solar Um sistema seguidor solar é um dispositivo para orientação de um painel solar PV. A posição do Sol no

céu varia com a estação do ano e a hora do dia. Os equipamentos de energia solar funcionam melhor quando

apontados directamente para o Sol, assim, usando os sistemas seguidores, o rendimento energético poderá

aumentar cerca de 30% comparativamente com sistemas fixos. Existem muitos tipos de seguidores, com vários

custos, sofisticação e desempenho [10].

Os seguidores ligam-se a uma estação meteorológica que, com a ajuda de um autómato, os orienta

consoante as diversas situações climatéricas. A programação do autómato permite que o seguidor actue com

neve, tempestade, nevoeiro, escuridão e vento. Pode suportar velocidades de vento até 130 km/h, programando a

posição horizontal para ventos superiores a 70 km/h. Cada seguidor conta com o seu próprio autómato

independente e programável, mediante o qual realiza o seguimento solar astronómico, actua em função do clima

exterior e permite uma operação à distância [30].

Existem três tipos de seguidores: de dois eixos (azimutal e zenital), de um eixo azimutal e de um eixo

zenital. Ao longo do dia ocorre a variação azimutal que se refere à orientação horizontal do Sol desde que este se

levanta até que se põe, ou dito de outra forma do Este até ao Oeste, também chamado de movimento aparente do

Sol. A Figura 6 mostra o que acontece no hemisfério Norte onde se encontra Portugal [31].

Figura 6: Movimento aparente do Sol [31].

Ao longo do ano, mais concretamente com a passagem das estações, temos a variação zenital, com um

máximo de altura no Solstício de Verão e um mínimo no Solstício de Inverno, conforme ilustrado na Figura 7

[31].

7

Figura 7: Solstício de Verão e de Inverno [31].

Este efeito deve-se ao facto do eixo da Terra estar inclinado 23,27º e ao seu movimento de translação

(em torno do Sol). Desta forma, para se obter o máximo de radiação solar, o módulo PV deverá seguir o Sol

diariamente, compensando ao longo do ano [31].

Figura 8: Movimento óptimo do seguidor solar [31].

1.3.1. Seguidores de dois eixos

Estes seguidores, apesar de serem os mais caros, são os que tornam mais eficientes as instalações PV,

pois permitem que estas tenham sempre os módulos na posição perpendicular relativamente à radiação solar

[31].

Figura 9: Seguidor de dois eixos [31].

8

1.3.2. Seguidores de um eixo

Os seguidores de um eixo, sendo mais baratos, não apresentam uma eficiência tão alta para as

instalações PV, pois apenas permitem que estas tenham os módulos sempre na posição perpendicular

relativamente a um dos planos da radiação solar [31].

Figura 10: Seguidores de um eixo [31].

Os dispositivos seguidores acrescentam custos ao sistema PV e requerem manutenção, por isso é mais

comum que os módulos PV sejam instalados em montagens fixas com uma determinada inclinação de modo a

que o painel fique virado para Sul no Hemisfério Norte e virado para Norte no Hemisfério Sul. O ângulo de

inclinação, em relação à horizontal, pode variar consoante a estação do ano, mas quando é fixo, deve ser

determinado para garantir uma potência de saída óptima durante o pico de procura de electricidade de um ano

típico [32].

Figura 11: Seguidor solar [32].

O rigor exigido ao seguidor depende da aplicação. Tipicamente os sistemas concentradores não

funcionam de todo sem seguidores, como tal é obrigatório pelo menos um seguidor de eixo simples. As

aplicações típicas requerem menos precisão e muitas funcionam sem qualquer seguidor. No entanto, estes podem

melhorar significativamente o total de energia produzida por um sistema e a energia produzida durante os

períodos de procura crítica (normalmente ao fim da tarde em climas quentes). O uso de seguidores é

normalmente uma decisão de engenharia baseada em custos económicos [33]. Estes sistemas têm-se tornado

mais atractivos particularmente para aplicações PV em países com elevada quantidade de radiação directa e

incentivos de mercado atractivos [6].

9

Alguns seguidores solares podem funcionar de forma mais eficiente com um ajuste de posição sazonal e

a maioria necessita de inspecções e lubrificações anuais. Como a maioria dos seguidores são fabricados de aço

leve, a manutenção da pintura é normalmente necessária, e pode ser crítica em ambientes altamente corrosivos,

por exemplo, perto de água salgada ou em locais de elevada poluição industrial. Em regiões com estações secas e

um Verão muito extenso a lavagem periódica dos painéis pode aumentar significativamente o desempenho numa

situação de procura crítica, em especial para os sistemas ligados à rede [33].

A central solar de Amareleja (em Moura) é composta por 2520 seguidores solares, com 262080

módulos PV, programados para seguir a trajectória do Sol de Este a Oeste [34].

Figura 12: Central solar de Amareleja [35].

1.4. Tipos de sistemas fotovoltaicos Os sistemas PV são geralmente classificados de acordo com os seus requisitos funcionais e

operacionais, a configuração dos seus componentes, e forma de ligação do equipamento a outras fontes de

energia e a cargas eléctricas. As duas principais classificações são sistemas com ligação à rede e sistemas

autónomos (ou isolados da rede) [33].

1.4.1. Sistemas com ligação à rede

São sistemas projectados para funcionar em paralelo com a rede de distribuição de electricidade e

interligados a esta, e são compostos por:

- Gerador PV (vários módulos PV dispostos em série e em paralelo, com estruturas de suporte e

montagem);

- Caixas de junção (equipadas com dispositivos de protecção e interruptor de corte principal DC);

- Cabos AC/DC;

- Inversor;

10

- Mecanismo de protecção e aparelho de medida [36].

Estes sistemas são uma resultante da tendência para a descentralização da produção eléctrica. A energia

é produzida num local mais próximo do seu consumo e não apenas por grandes centrais térmicas ou hídricas.

Com o decorrer do tempo, os sistemas ligados à rede irão reduzir a necessidade de aumentar a capacidade das

linhas de transmissão e distribuição de electricidade. Um sistema deste tipo produz a sua própria energia e

encaminha o excedente para a rede, na qual também se abastece, em caso de necessidade (essa necessidade vai

existir sempre, devido à ausência de produção durante a noite). Estas transferências de energia eliminam a

necessidade de adquirir e manter uma bateria. A maior parte dos custos deste sistema reside no preço dos

módulos PV que o compõem [27].

Existe um certo potencial de mercado para sistemas PV residenciais ligados à rede, mas os respectivos

custos deverão ainda baixar para que estes sistemas possam concorrer com os relativamente baixos preços da

electricidade produzida por fontes ditas convencionais [27].

Neste tipo de sistemas é possível injectar na rede toda a energia produzida. Em Portugal, o operador da

rede, REN (Redes Energéticas Nacionais), é obrigado a adquirir toda a energia produzida através de fontes

renováveis. Assim, os produtores injectam na rede toda a energia produzida, adquirindo posteriormente a energia

que necessitarem para consumo próprio [5].

Figura 13: Diagrama de um sistema PV ligado à rede [33].

1.4.2. Sistemas autónomos

Este tipo de sistema PV é projectado para funcionar independentemente da rede pública e para fornecer

energia DC e/ou AC a certas cargas eléctricas. O tipo mais simples de sistema autónomo é um sistema de ligação

directa, onde a saída DC de um módulo PV está directamente ligada a uma carga DC (Figura 14). Uma vez que

não há armazenamento de energia num sistema de ligação directa, a carga funciona apenas durante as horas de

Sol, o que torna esta solução viável para algumas aplicações, tais como ventiladores e bombagem de água [33].

Figura 14: Sistema PV de ligação directa [33].

Fazer corresponder a impedância da carga eléctrica com o MPP de saída do módulo PV é uma parte

crítica no projecto de sistemas de bom desempenho. Por isso a maioria dos inversores tem incorporado o

11

chamado detector do ponto de potência máxima (Maximum Power Point Tracker – MPPT) entre o módulo e a

carga para ajudar a utilizar melhor a potência máxima de saída do módulo [33].

Experimentalmente, as células PV apresentam grandes variações de potência eléctrica em função das

condições meteorológicas. Além disso, quando estão ligadas a uma carga surgem outros problemas que fazem

com que a energia transferida para esta raramente corresponda à energia máxima produzida pelo gerador PV. Os

MPPT foram desenvolvidos com o intuito de melhorar o desempenho do sistema constituído por uma fonte não

linear e uma carga arbitrária. Este tipo de controladores está particularmente adaptado para regular fontes não

lineares e forçá-las a trabalhar no MPP, resultando numa melhoria global do rendimento da conversão em

energia eléctrica [27].

Existem diferentes tipos de controladores MPPT, tendo sido cada um deles desenvolvido para uma

aplicação específica. A precisão e a robustez destes controladores dependem de um certo número de parâmetros,

tais como:

- Rendimento global do sistema desejado pelo construtor;

- Tipo de conversor de potência que faz a adaptação e a ligação à carga (DC/DC, DC/AC), ou à rede

eléctrica;

- Tipo de aplicação (sistemas autónomos, ligados à rede, espaciais);

- Tipo de implementação escolhido (analógico, numérico, combinação dos dois) [27].

Os primeiros controladores eram baseados no controlo de um interruptor de potência que, por sua vez,

permitia controlar a diferença entre a corrente actual, I, e o seu valor máximo, bem como a diferença entre a

tensão actual, V, e o seu valor máximo. A escolha dos máximos de �I e �V era feita de forma a obter um

funcionamento próximo do MPP. Existe um MPPT específico para ser utilizado em aplicações espaciais, uma

vez que o ambiente espacial é muito diferente do da Terra. Com efeito, a taxa de luminosidade depende da

posição do satélite e não das condições meteorológicas, como na Terra, o que permite certas simplificações no

controlo de forma a colocar o sistema no MPP. Existem ainda MPPT que utilizam algoritmos de programação

relativamente simples e que podem ser facilmente implementados num computador ou num microprocessador.

Também existem algoritmos mais complexos, analógicos ou numéricos. Estes últimos possuem uma qualidade

de comando que permite um ajustamento para permitir obter um rendimento muito próximo de 100% [27]. Os

parâmetros que afectam o MPP variam, como já foi referido anteriormente, com a temperatura e outras

condições. O MPPT detecta essa variação e ajusta a gama de detecção dos referidos parâmetros de acordo com a

mesma [37].

Nos sistemas PV autónomos são, em muitos casos, usadas baterias para armazenar a energia [33]. Estes

sistemas são utilizados em locais sem acesso à rede de distribuição eléctrica, possibilitando o fornecimento de

electricidade a populações isoladas e com poucos recursos. Aqui a energia é injectada nas baterias, assegurando

desta forma o abastecimento contínuo das cargas [5]. A Figura 15 mostra o diagrama de um sistema PV

autónomo típico, que fornece energia a cargas DC e AC [33].

12

Figura 15: Diagrama de um sistema PV autónomo, com armazenamento de energia em bateria para alimentar cargas DC e AC [33].

1.4.3. Sistemas híbridos

Os sistemas híbridos, que são igualmente independentes da rede de distribuição eléctrica, são compostos

por um gerador PV combinado com um aerogerador ou com um grupo gerador a combustível, ou até com os

dois. Um sistema deste tipo constitui uma boa escolha para aplicações que necessitem de uma alimentação

permanente e de uma potência relativamente elevada, quando não se pretende efectuar um elevado investimento

em módulos PV e baterias [38]. A Figura 16 apresenta a configuração típica de um sistema híbrido.

Figura 16: Diagrama de um sistema PV híbrido [33].

1.5. Aplicações Os PVs são ideais para levar electricidade a locais isolados: são sistemas fiáveis, não necessitam de

combustível, requerem manutenção mínima e têm uma grande flexibilidade de dimensionamento. Os sistemas de

pequenas potências podem ser utilizados nas mais variadas aplicações, destacando-se a iluminação de pequenos

espaços, a alimentação de televisões, bombas de água, sistemas de purificação de água, semáforos, terminais

telefónicos, etc. [32].

Exemplos de aplicações de sistemas PV:

• Sistemas autónomos para electrificação rural: Onde não se dispõe de rede eléctrica, o

sistema é ligado a uma bateria através de um controlador de carga. Pode ser usado um inversor para

fornecer energia AC, permitindo o uso de electrodomésticos normais. As mais típicas aplicações

autónomas usam-se para permitir o acesso à electricidade em áreas remotas, como abrigos de montanha,

países em desenvolvimento, etc. Electrificação rural pode significar pequenos sistemas solares

13

domésticos abrangendo as necessidades eléctricas básicas numa única habitação, ou grandes mini-redes

solares que proporcionam potência suficiente para várias casas [39].

• Iluminação: A iluminação nocturna também pode ser de origem solar. Os candeeiros com

painel PV e bateria integrados são uma solução fácil e ecológica para iluminar zonas isoladas ou de

difícil instalação eléctrica, como por exemplo, parques públicos, praias marítimas e fluviais, caminhos e

praças. Durante o dia, o painel capta a luz solar e transforma-a em electricidade, armazenando-a numa

pequena bateria. No período nocturno, a lâmpada consome essa energia acumulada, proporcionando

uma iluminação fiável, ecológica e gratuita [32].

Figura 17: Exemplo de iluminação através de um painel PV [32].

• Bombagem de água: Permite retirar água de furos, poços, ou mesmo de rios. Este tipo de

sistema requer uma bomba do tipo solar, uma vez que as bombas normalmente utilizadas apresentam

um grande consumo energético [32].

Uma característica favorável ao uso desta tecnologia refere-se ao casamento perfeito entre a

radiação solar e a necessidade de água. Geralmente, as regiões mais secas e carentes de água são as que

possuem maior quantidade de radiação solar e, em épocas de maior nebulosidade, a necessidade de água

é normalmente menor. As aplicações mais importantes são para comunidades remotas distantes da rede

eléctrica, bebedouros para animais e a irrigação de culturas de baixo consumo de água. O sistema é

composto basicamente por módulos PV que geram electricidade em corrente contínua, directamente

para a bomba. A vazão bombeada varia de acordo com o nível de radiação solar [40].

Bomba Submersível Bomba de Superfície

Figura 18: Tipos de bombas de água solares [40].

Reservatório

Bomba

Módulos PV Módulos PV Reservatório

Bomba

14

As necessidades de água devem ser levantadas com base no consumo previsto de acordo com o

sistema de distribuição adoptado e com os diversos usos (residencial, irrigação, animais, etc.) tendo em

conta que, quanto maior for a quantidade diária bombeada maior será o número de módulos PV

utilizados e, portanto, maior será o investimento inicial [40].

Durante os períodos de pouca procura utiliza-se a electricidade PV excedente para bombear

água de um reservatório de um nível mais baixo para um outro reservatório mais elevado. Durante os

períodos em que a procura é maior, a água que foi bombeada para o reservatório mais elevado pode ser

utilizada para actuar em turbinas, reconvertendo a energia potencial gravítica em energia eléctrica. A

eficiência deste processo de conversão é da ordem dos 60%, o que significa que cerca de dois terços da

electricidade original é recuperada [41].

• Cerca para Animais: Através duma simples máquina, com um painel solar PV, pode evitar-

se que os animais da quinta tentem "pular a cerca" [32].

• Integração em edifícios (BIPV – Building Integrated Photovoltaics): refere-se a sistemas

PV construídos/instalados na fase de construção de um edifício (ou eventualmente mais tarde). Podem

existir sistemas BIPV no telhado ou na fachada de edifícios. No caso da fachada, estes sistemas são

usualmente integrados na fachada Sul e podem consistir em módulos cristalinos ou amorfos

transparentes. Em ambos os casos, parte da luz natural é transferida para o interior do edifício através

dos módulos. No caso de sistemas integrados no telhado, este é coberto com módulos PV transparentes

que são instalados num telhado plano ou inclinado e é também possível usar telhas, as quais têm células

solares integradas. Em alguns casos, o ângulo de inclinação dos módulos PV pode ser ajustado manual

ou automaticamente permitindo fazer sombra ao edifício e/ou optimizar a eficiência destes. Estes tipos

de sistemas são um desafio para os arquitectos e torna-se necessário existir um elevado nível de perícia

para planear um sistema BIPV com sucesso, não apenas a nível de arquitectura, mas também a nível de

engenharia civil e fotovoltaica [42].

• Transportes: A energia PV tem sido tradicionalmente utilizada como energia auxiliar no

espaço mas raramente é utilizada para fornecer energia motriz nas aplicações em transportes. No

entanto é cada vez mais usada para fornecer energia auxiliar a barcos e carros [36].

• Satélites solares: Estudos de concepção de satélites com grande aproveitamento solar têm

sido desenvolvidos ao longo de décadas. A NASA conduziu uma longa série de estudos nos anos 70 do

século XX, e o interesse por esta tecnologia reavivou nos primeiros anos do século XXI [43].

• Aplicações industriais isoladas da rede: A utilização da energia solar em aplicações

remotas é muito frequente na área das telecomunicações, especialmente para fazer a ligação de áreas

rurais remotas ao resto do país. Outras aplicações incluem sinais de trânsito, ajudas à navegação

marítima, telefones de segurança, iluminação remota, sinalização de auto-estradas e estações de

tratamento de águas residuais. Estas aplicações apresentam actualmente custos competitivos uma vez

15

que permitem trazer energia para zonas afastadas da rede eléctrica, evitando o elevado custo da

instalação de redes de cabo [39].

• Bens de consumo: As células PV são usadas em vários aparelhos electrodomésticos,

incluindo relógios, calculadoras, carregadores de baterias e telhados solares para automóveis [39].

• Instalações produtoras de energia ligadas à rede: Estes sistemas, ligados à rede, produzem

uma grande quantidade de electricidade de origem PV num único ponto. O tamanho destas instalações

varia de algumas centenas de kW a vários MW. Algumas destas aplicações localizam-se em grandes

edifícios industriais tais como terminais de aeroportos ou estações ferroviárias [39].

• Grandes centrais PV

Na Tabela 1 estão indicadas as 50 maiores centrais PV do mundo.

Tabela 1: As 50 maiores centrais fotovoltaicas do mundo [44].

Potência (MW) Localização Data de Construção 60 Espanha, Olmedilla (Castilla-La Mancha) 2008 54 Alemanha, Straßkirchen 2009 53 Alemanha, Turnow-Preilack 2009 50 Espanha, Puertollano (Castila-La Mancha) 2008 46 Portugal, Moura (Alentejo) 2008 45 Alemanha, Köthen 2010 42 Alemanha, Finsterwalde 2009 40 Alemanha, Brandis 2007- 2008

34,5 Espanha, Trujillo (Cáceres) 2008 34 Espanha, Arnedo (La Rioja) 2008

31,8 Espanha, Dulcinea (Cuenca) 2009 30 Espanha, Merida (Extremadura) 2008 28 Espanha, Casas de Los Pinos (Castila-La Mancha) 2008 26 Espanha, Fuente Álamo (Murcia) 2008 25 USA, Arcadia, FL 2009

24,5 Alemanha, Finow A ser concluída em breve 24 Itália, Montalto di Castro (Lazio) 2009 24 Coreia, Sinan 2008

23,4 Canada, Sarnia (Ontario) 2009 23,4 Canadá, Arnprior 2009 23,2 Espanha, Lucainena de las Torres (Almeria) 2008 23,1 Espanha, Abertura (Caceres) 2008 23 Espanha, Hoya de Los Vincentes, Jumilla (Murcia) 2008

22,068 Espanha, Almaraz (Caceres) 2008 21,78 Alemanha, Mengkofen A ser concluída em breve 21,47 Espanha, El Coronil (Andalucia) 2008 21,2 Espanha, Calavéron 2008 21 USA, Blythe, CA 2009 20 China, Xuzhou City (Jiangsu) 2010 20 Alemanha, Rothenburg (Sachsen) 2009 20 Coreia, Seoul 2009 20 Espanha, Calasparra (Murcia) 2008 20 Espanha, Beneixama (Alicante) 2007 20 Espanha, El Bonillo (Albacete) 2008

19,4 Alemanha, Helmeringen 2008-2009 18 Espanha, Olivenza (Badajoz) 2008

16

18 Espanha, Las Gabias (Granada) 2008 16 USA, San Antonio, TX 2009

15,8 Espanha, Don Quijote (Toledo) 2009 15 Alemanha, Allmannshofen (Bavaria) 2009 15 Coreia, Gochang (Jeollabukdo) 2008 15 Espanha, Mahora (Castilla-La- Mancha) 2008

14,75 Alemanha, Köthen (Sachsen- Anhalt) 2008 14,2 USA, Nellis, NV 2007 14 Espanha, Lorca (Murcia) 2008

13,8 Espanha, Salamanca 2007 13,772 Coreia, Taean (Chungcheongnam-do) 2008

13,6 República Checa, St�íbro 2009 13,6 Espanha, San Roque (Andalucia) 2008 13,3 Espanha, El Albujon (Murcia) 2009

Figura 19: A maior central PV do mundo – Parque Fotovoltaico de Olmedilla de Alarcón [45].

1.6. Desempenho do sistema Os sistemas PV produzem energia proporcionalmente à intensidade da luz do Sol que incide na

superfície do módulo. A intensidade da luz numa superfície varia durante o dia, e de dia para dia, e por isso a

potência de saída de um sistema PV pode variar consideravelmente. Tendo em conta as nuvens, o facto de que a

maioria do mundo não se situa no equador e que o Sol se põe todas as noites, a medida correcta da potência

emitida pelo Sol é a radiação solar incidente – o número médio de kWh por metro quadrado por dia

(kWh/m2/dia) [46].

De seguida é feita uma breve descrição das condições que influenciam o desempenho de sistemas PV.

17

• Condições de teste: Os módulos solares produzem electricidade DC. A potência DC destes é

calculada pelos fabricantes sob condições standard (STC). Estas condições, já explicadas anteriormente,

são facilmente recriadas numa fábrica e permitem comparações coerentes de produtos, sendo

modificadas em função das condições de funcionamento no exterior, das quais depende a potência de

saída [46].

• Perdas por mismatch e sombreamento: As perdas por mismatch, ou conexão, são causadas

pela interligação de células solares ou módulos que não apresentam propriedades idênticas ou que

experimentam condições diferentes umas das outras. Estas perdas são um problema sério nos módulos

PV em certas situações porque a potência de saída de todo o módulo é, no pior cenário, determinada

pela célula com a potência de saída mais baixa. O impacto e perda de potência devido ao mismatch

dependem do ponto de funcionamento do módulo PV, da configuração do circuito e dos parâmetros que

são diferentes das restantes células [47].

Por exemplo, quando uma única célula solar está à sombra enquanto o resto do módulo não

está, a potência gerada pelas células “boas” poderá ser dissipada pela célula de pior desempenho em vez

de alimentar a carga. Isto, por sua vez, poderá levar a uma dispersão de potência muito localizada e o

calor local resultante pode causar danos irreversíveis ao módulo [47]. Este fenómeno é conhecido como

hot-spot heating (pontos quentes). Este efeito corresponde à diminuição da potência total do sistema,

quando comparada com a soma das potências individuais de todos os módulos associados, devido às

diferenças eléctricas entre os módulos e possíveis sombreamentos [48]. Uma das maiores causas do

mismatch é o facto de uma parte do módulo estar mais à sombra em comparação com o restante [47].

Para evitar esta situação são conectados díodos em anti-paralelo com as células, conhecidos

como díodos de bypass. Quando todas as células funcionarem sem problemas e de modo idêntico, o

díodo de bypass encontra-se inversamente polarizado, não permitindo que por ele circule corrente

eléctrica. No entanto, quando uma célula estiver com sombra, o díodo encontra-se directamente

polarizado permitindo, portanto, que por ele circule corrente. Neste caso, a célula afectada pela sombra

não gera energia eléctrica, mas também não se comporta como carga para as células restantes. Na

prática, os díodos de bypass não estão conectados em anti-paralelo com cada célula, mas sim com

grupos de células [48].

Figura 20: Díodos de bypass numa associação de módulos PV, circuito eléctrico e módulo que compõem a instalação PV [48].

18

• Temperatura: A potência de saída e a vida do módulo são também degradadas pelo aumento

da temperatura [47]. Quando o módulo está instalado num telhado, vai aquecer fortemente, atingindo

temperaturas entre 50 e 70 ºC, tornando-se necessário, para reduzir este problema, permitir que o ar

circule por cima, e se possível também por baixo dos módulos PV [46].

A variação da temperatura faz com que os pontos de operação correspondentes à extracção de

potência máxima variem. O valor da tensão em circuito aberto baixa com o aumento da temperatura,

enquanto que o valor da corrente de curto-circuito pouco varia, como se pode verificar na Figura 21 [4].

Figura 21: Efeito causado pela temperatura numa célula PV [4].

• Radiação: A potência de saída aumenta com o aumento da radiação incidente, o que fará

aumentar a corrente de curto-circuito de forma aproximadamente linear, registando a tensão de circuito

aberto poucas alterações [4].

Figura 22: Efeito causado pela variação da intensidade luminosa numa célula PV [4].

• Poeira e sujidade: A luz do Sol pode ser absorvida por poeiras, sujidades ou outras

impurezas existentes na superfície do módulo. Isto poderá reduzir para metade a quantidade de luz que

19

realmente atinge as células. Uma superfície limpa vai aumentar o desempenho à saída do módulo

durante o seu tempo de vida [46].

• Perdas devido à conversão DC para AC: A potência DC produzida pelo módulo PV tem de

ser convertida em potência AC, para utilização doméstica, usando-de para isso um inversor. Alguma

potência é perdida no processo de conversão, e existem ainda perdas adicionais nos cabos desde o

módulo do telhado até ao inversor e para o quadro eléctrico da casa. Os inversores modernos mais

utilizados em PVs residenciais apresentam rendimentos de pico entre 92 e 94%, indicados pelos

fabricantes, mas estes são medidos sob condições de fábrica bem controladas. As condições actuais

reais de funcionamento resultam numa eficiência global de conversão DC/AC de cerca de 88 a 92%

[46].

21

2. Características de módulos, inversores, baterias e

cabos de ligação

2.1. Módulos Os módulos PV consistem num lado frontal transparente, células solares encapsuladas e uma parte de

trás. Como material frontal é usado vidro temperado com baixo teor em ferro (low-iron tempered glass). Para

alguns módulos especiais, são usados outros tipos de materiais como vidro não temperado (non-tempered glass),

por exemplo [49].

Vidro temperado é um vidro sujeito a um tratamento térmico, que aumenta consideravelmente a sua

resistência, diminuindo assim roturas por choque mecânico, flexão e choque térmico. É considerado vidro de

segurança, podendo ser utilizado na construção civil, decoração, iluminação, móveis, electrodomésticos e

veículos automóveis. Em caso de rotura este vidro fragmenta-se em pequenos pedaços evitando ferimentos

graves nas pessoas ou bens [50]. O processo de fabrico deste vidro consiste no aquecimento da matéria-prima

(cristal ou vidro impresso) submetido a um tratamento térmico de têmpera (banho em que os metais são

temperados) a uma temperatura entre 650 e 700ºC recebendo, logo após, um choque térmico provocado por

jactos de ar. Esta brusca mudança de temperatura gera compressão das faces externas e expansão na parte

interna, adquirindo neste processo características de resistência muito maiores do que as do vidro comum. A

finalidade da têmpera é estabelecer tensões elevadas de compressão nas zonas superficiais do vidro e

correspondentes tensões de tracção elevadas no centro do mesmo [51]. O vidro com baixo teor em ferro garante

uma alta transmissão e uma baixa reflexão de radiação solar para além de um grande isolamento, o que minimiza

a emissão de energia [52].

Os parâmetros mais importantes de um módulo incluem a potência de pico (Wp), a tensão em circuito

aberto (Voc), a corrente de curto-circuito (Isc), a tensão à potência máxima (Vpmax) e a corrente à potência máxima

(Ipmax). Os parâmetros dos módulos são medidos em condições STC com radiação 1000 W/m2, massa de ar 1,5 e

temperatura 25ºC [49].

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 mas baixas [49].

Todos os parâmetros eléctricos dos módulos solares dependem da temperatura. Os coeficientes de

temperatura mais comuns disponíveis nos datasheets dos módulos são:

- � (Isc) – Coeficiente de temperatura da corrente de curto-circuito;

- � (Voc) – Coeficiente de temperatura da tensão em circuito aberto;

- � (Pmax) – Coeficiente de temperatura à potência máxima [49].

22

Figura 23: Representação genérica da curva característica I-V de um módulo PV [49].

A curva I-V assemelha-se à perna de uma pessoa sentada. Teoricamente, cada painel solar tem múltiplas

curvas I-V: uma para cada combinação das condições que afectam 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

MPP, e a posição desse ponto varia com a temperatura e a radiação. Em sistemas PV com baterias, um 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

[53].

Figura 24: Desempenho e preços das diferentes tecnologias de módulos PV em 2008 [54].

23

Figura 25: Dados de Dezembro de 2001 a Março de 2011, para preços por Wp de módulos nos Estados Unidos (em USD – Dólar Americano) e na Europa (em EUR – Euro) [55].

Na Figura 24 é possível verificar que as tecnologias que apresentam maior eficiência também

apresentam os custos mais elevados por Wp. Pela análise da Figura 25, verifica-se que tanto nos Estados Unidos

como na Europa, a evolução dos preços dos módulos descreveu um percurso semelhante. Analisando a evolução

dos preços na Europa, constata-se que em Dezembro de 2001 os preços por Wp dos módulos eram de

aproximadamente 5,48 EUR, diminuindo a partir desta data até atingirem os 4,63 EUR em 2003, aumentando de

seguida para os 4,85 EUR em 2006. Em 2008 os preços mantiveram-se relativamente estáveis e a partir de

Janeiro de 2009 houve uma grande diminuição, até chegar aos preços actuais de 2,8 EUR. Esta diminuição deve-

se ao facto do crescimento da capacidade de produção e de fabrico ter sido superior ao crescimento da procura,

ao declínio dos preços devido ao aumento da eficiência das células solares e às economias de escala [55]. Numa

economia de escala o processo produtivo é organizado de maneira a que se alcance a máxima utilização dos

factores produtivos nele envolvidos, procurando como resultado baixos custos de produção e o incremento de

bens e serviços. A economia de escala ocorre quando a expansão da capacidade de produção de uma empresa ou

indústria provoca um aumento na quantidade total produzida sem um aumento proporcional no custo de

produção. Como resultado, o custo médio do produto tende a ser menor com o aumento da produção.

Raramente é mencionado como as economias de escala são importantes em todas as partes da cadeia de

produção PV. No entanto, uma possível justificação para o facto da energia solar não ser a escolha mais

económica em aplicações distribuídas (ou seja, quando a energia é produzida no seu local de consumo), é esta ter

surgido no mercado mais tarde do que outros tipos similares de energia. Noutras palavras, vai demorar algum

tempo até que a energia solar atinja os mesmos volumes de mercado do que as outras fontes de energia. O

declínio de preços desde Janeiro de 2009 teve o efeito desejado: a procura dos consumidores pela energia solar

neste momento é extremamente vigorosa [55].

Com base em dados recolhidos através da análise de catálogos de vários fabricantes presentes

actualmente no mercado de módulos PV, foram construídos os gráficos das Figuras 26 e 27, que mostram os

diversos rendimentos actualmente 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 26 dizem respeito aos

diferentes valores de rendimento apresentados por painéis de diferentes tecnologias (dados indicados pelas

marcas que os comercializam).

24

0

5

10

15

20

Efic

iên

cia

(%

)

Monocristalino Policristalino

Thin film CiGs Thin film Si

Figura 26: Representação gráfica dos diferentes valores dos rendimentos apresentados pelos painéis de diversas tecnologias ao longo da sua existência [56-84].

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 rendimentos

ainda muito abaixo das tecnologias cristalinas.

0

50

100

150

200

250

300

350

400

0 5 10 15 20 25

Rendimento (%)

Pm

áx

(W

)

Monocristalino

Policristalino

Thin Film CiGs

Thin Film Si

Figura 27: Relação entre a potência máxima de painéis PV e o seu rendimento [56-84].

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.

2.2. Inversores A tensão de entrada do inversor depende da potência do mesmo. Para potências baixas, na ordem dos

100W, a tensão é de 12 ou de 24 V e para potências mais elevadas é de 48 V ou mais. Grandes inversores podem

ser ligados em paralelo quando são necessárias grandes potências e encontram-se disponíveis inversores de três

fases para grandes sistemas. Os inversores que ligam o sistema PV e a rede pública são projectados de modo a

25

permitir transferências de e para esta. De acordo com os princípios de funcionamento existem diversos tipos de

inversores, necessitando os sistemas híbridos de inversores com projectos especiais. Na maioria dos casos, um

bom inversor inclui também um regulador electrónico de carga. Os inversores modernos são os dispositivos

electrónicos mais sofisticados que se encontram implementados num sistema PV [85].

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 nominal DC/AC. Outros parâmetros

são a potência em standby, potência em modo noite, factor de potência, distorção, nível de ruído, etc. [85].

A eficiência (�) de um inversor é a relação entre a potência AC (PAC) e a potência DC (PDC), como

mostra a Equação 2.1 [85].

DC

AC

P

P=η

(2.1)

Para estabelecer comparações entre diferentes inversores e/ou entre inversores que funcionam sob

diferentes condições climáticas, foi definida a eficiência europeia (�EURO) presente na Equação 2.2 [85].

%100%50%30%20%10%5 2.048.01.013.006.003.0 ηηηηηηη ×+×+×+×+×+×=EURO (2.2)

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 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 PV. No final da década de 1990 surgiram projectos sem transformador e com alta-

frequência que atingiram eficiências acima de 95% [86].

Relativamente ao preço, a potência nominal de um inversor não é o único factor determinante. A

tecnologia varia consideravelmente de fabricante para fabricante, levando a diferenças na eficiência, tamanho,

peso, fiabilidade, etc. Estes factores influenciam o custo de produção e os preços que os consumidores estão

dispostos a pagar. Outras características adicionais, tais como ecrã, 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 [86].

26

0

0,1

0,2

0,3

0,4

0,5

0,6

0,7

0,8

Dez

-08

Fev-09

Abr

-09

Jun-

09

Ago

-09

Out

-09

Dez

-09

Fev-10

Abr

-10

Jun-

10

Ago

-10

Out

-10

Dez

-10

Fev-11

Abr

-11

Meses

Pre

ço

USD/W EUR/W

Figura 28: Evolução dos preços por Watt dos inversores entre Dezembro de 2008 e Abril de 2011, nos Estados Unidos (USD) e na Europa (EUR) [87].

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 EUR/W no mesmo período, ficando ligeiramente abaixo de 0,5 EUR/W em finais de 2009 e início de 2010.

Actualmente os preços são de 0,5 EUR/W [6].

Com base em curvas de previsão, as reduções de custos previstas para 2020 não serão atingidas com o

actual crescimento de mercado. Os preços dos inversores diminuiram cerca de 10% com a duplicação da

produção acumulada, comparativamente com 20% nos módulos PV. De modo a aumentar a probabilidade de

atingir os objectivos da indústria, que são necessários para o mercado PV se tornar sustentável a longo prazo,

parece ser necessário um apoio contínuo dos governos para pesquisas e desenvolvimento nos inversores [86].

A indústria PV enfrenta significativos desafios para alcançar os objectivos 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 projectar 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 [86]. 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 [88].

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 afectou toda a indústria PV [89].

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

27

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 [89].

Com base nos dados recolhidos através da análise de datasheets de vários fabricantes presentes

actualmente no mercado de inversores PV, foram construídos os gráficos das Figuras 29 e 30, que 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 actualmente fornecem.

0

20

40

60

80

100

120

140

0 20000 40000 60000 80000 100000

PmaxAC (W)

Ima

xA

C (

A)

Monof Trif

Figura 29: Relação entre a corrente e a potência máxima à saída do inversor (monofásico e trifásico) [90-105].

Um aumento da corrente à saída de um inversor corresponde a um aumento da potência. 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.

90

91

92

93

94

95

96

97

98

99

1 10 100 1000 10000 100000 1000000

Pmax (W)

Ren

dim

en

to (

%)

Monof Trif

Figura 30: Relação entre o rendimento do inversor e a sua potência máxima [90-105].

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.

28

2.3. Baterias O dispositivo de armazenamento de energia mais comum é a bateria, no entanto em alguns casos, pode

optar-se por outra solução. Por exemplo, para um armazenamento pequeno e durante pouco tempo, pode ser

usado um condensador ou um volante de inércia (flywheel). Para sistemas PV específicos e com um único

propósito, tal como bombagem de água ou refrigeração, o armazenamento pode ser feito na forma de água ou

gelo. Em qualquer sistema PV que inclua baterias, estas tornam-se um componente central do sistema e vão

influenciar significativamente os custos, a manutenção, a segurança e o projecto do mesmo. Devido ao grande

impacto das baterias num sistema autónomo, o conhecimento relativo às propriedades destas é fundamental para

o conhecimento do funcionamento de todo o sistema [10].

As baterias são classificadas de acordo com os seus ciclos, podendo ter ciclos baixos, entre 10 a 15% da

sua capacidade total, ou ciclos profundos, entre 50 a 80%. As baterias de ciclos baixos, como as usadas para pôr

um carro em funcionamento, são projectadas para fornecer algumas centenas de amperes (A) durante alguns

segundos, a partir daí o alternador assume o controlo e a bateria é rapidamente recarregada. As baterias de ciclos

profundos fornecem poucos amperes durante algumas centenas de horas entre cargas. Estes dois tipos de baterias

são projectados para diferentes aplicações e não devem ser usadas para fins diferentes. As baterias de ciclos

profundos permitem repetidamente muitos ciclos e são as mais adequadas para uso em PVs [106].

O tempo de vida das baterias típicas varia entre 3 e 5 anos, dependendo fortemente dos ciclos de

carga/descarga, temperatura, etc. Quanto mais frequente for a carga/descarga da bateria e quanto maior for a

descarga, menor é o seu tempo de vida. O parâmetro mais importante numa bateria é a sua capacidade, mas esta

depende da corrente de descarga. Quanto maior a corrente de descarga de uma bateria, menor é a sua capacidade

e vice-versa. As baterias podem ser carregadas de maneiras diferentes: com corrente constante, com tensão

constante, etc., e isto depende do tipo de bateria utilizado. As características de carga são recomendadas e

prescritas segundo diferentes padrões. Os preços das baterias solares são mais elevados do que os das baterias

normais para carros, mas apresentam como vantagens um maior tempo de vida e taxas de descarga mais baixas.

Consequentemente, os custos de manutenção do sistema PV tornam-se também mais baixos [107].

As baterias especiais de ciclos baixos, que não requerem manutenção e que suportam descargas

frequentes, podem também ser usadas em aplicações PV e com um banco de baterias projectado de forma

apropriada não necessitam de um ciclo de descarga (depth of discharge – DOD) de mais de 25%. Uma bateria

com um tempo de vida elevado num sistema PV correctamente projectado e com manutenção adequada pode

durar mais de 15 anos, mas o uso de baterias que não são projectadas para tempos de serviço muito longos ou

para condições de funcionamento em sistemas PV, pode levar a que um banco de baterias falhe após poucos anos

de funcionamento [23].

As baterias num sistema PV estão sujeitas a perdas no desempenho que advêm de cinco situações:

limitação de tempo e energia para recarregar a bateria, falha de hardware, manutenção inadequada da bateria,

projecto do sistema inadequado e projecto da bateria inadequado [108].

O carregamento de baterias em sistemas PV autónomos está sujeito a um recurso solar que pode estar

muito abaixo do normal durante várias semanas resultando numa bateria que está constantemente abaixo da sua

carga. A metodologia de carregamento da bateria do sistema PV é conhecida na indústria como “carregamento

de oportunidade”. Este tipo de carregamento difere bastante das tradicionais aplicações com baterias nas quais,

quando a bateria está abaixo da sua carga, pode receber cargas incompletas durante longos períodos de tempo.

29

Após meses em condições de carga parcial, a recuperação total requer, geralmente, mais carga do que a maioria

dos sistemas controladores de carga PV são capazes de fornecer. O momento em que a perda prematura de

capacidade numa bateria PV ocorre depende do projecto do sistema, da tensão de regulação e do projecto da

bateria. Mesmo sistemas PV bem projectados deparam-se com alguma perda prematura de capacidade da bateria

devido às baixas tensões de regulação e à falta de uniformidade desta [108].

Alguns tipos de baterias

� Bateria de ácido de chumbo: Mesmo depois de mais de 100 anos, a bateria de ácido de

chumbo continua a ser a escolha para 99% dos sistemas solares [109]. Isto deve-se primeiramente à

simplicidade técnica e vantagens de custos que estas baterias oferecem relativamente a outras possíveis

tecnologias de armazenamento de energia. No entanto, o desempenho destas baterias em comparação

com outros componentes dos actuais PVs é muito variável, e com base no ciclo de vida, esta bateria

torna-se um elemento significativo do custo total do sistema. O sistema de armazenamento das baterias

de ácido de chumbo varia com o tipo de bateria e com o tipo de aplicação PV, tamanho do sistema e

esquema de controlo. A capacidade de armazenamento de energia desta bateria varia com o projecto da

mesma e o uso. A capacidade prática de descarga é, no máximo, cerca de 60 a 70% da capacidade

teórica, no entanto nenhuma da capacidade teórica é efectivamente desperdiçada, ficando apenas

indisponível devido à combinação de alguns factores [110]. No entanto esta bateria apresenta também

alguns pontos negativos:

- A corrosão natural do chumbo em ácido sulfúrico reduz o tempo de vida útil da bateria;

- Devido a efeitos termodinâmicos que ocorrem aquando da carga da bateria e que provocam

uma diminuição da eficiência, torna-se necessário existir um determinado grau de sobrecarga para

permitir a recarga da mesma. Esse grau de sobrecarga varia com a tecnologia e projecto da bateria.

Quando não é controlada, esta sobrecarga “necessária” torna-se destrutiva;

- O material activo das placas da bateria sofre mudanças de volume durante a carga e descarga

e os ciclos profundos impõem um considerável stress mecânico nas mesmas. O contacto físico entre o

material activo e os condutores de chumbo diminui, o que vai aumentar a resistência de condução,

introduzindo quedas de tensão adicionais através das placas, reduzindo a capacidade da bateria. A

variação no desempenho também reflecte o custo base do sistema e o grau no qual os esforços

operacionais têm de ser aplicados para que este alcance um determinado nível de desempenho. Em

proporção ao custo total do sistema os custos das baterias aumentaram [110].

� Bateria de gel: A bateria de gel de chumbo constitui uma versão melhorada da normal

bateria de ácido de chumbo. Neste caso, o ácido sulfúrico é imobilizado pelo recurso a aditivos,

passando a ter a consistência de um gel, apresentando a bateria as seguintes vantagens:

- Um maior ciclo de vida;

- Não liberta gases, o que permite o seu uso mesmo para fracas condições de ventilação;

- O invólucro é completamente selado e isento de derrames, o que permite a instalação da

bateria em qualquer posição e localização (barcos, caravanas, campismo, etc.);

- Não requer cuidados de manutenção, uma vez que não existe a necessidade de repor o nível

30

do electrólito durante o seu tempo de vida [36].

Estas baterias vêm equipadas com uma válvula de segurança, que permite a libertação dos

gases que se vão acumulando, como resultado da sua sobrecarga. Por este motivo, as baterias de gel são

designadas por baterias de ácido de chumbo reguladas por válvulas (VRLA). Este tipo de bateria requer

um controlador de carga adequado às suas características, uma vez que são altamente sensíveis a

sobrecargas [36].

� Baterias estacionárias com placas tubulares: Para operações permanentes, durante

períodos que vão de 15 a 20 anos, e em grandes instalações PV autónomas, as baterias estacionárias são

uma escolha acertada. O peso, o volume, o custo da instalação (pode haver necessidade de construir

uma plataforma que suporte o peso das baterias) e os preços comerciais, que podem ser duas a três

vezes superiores aos dos restantes tipos de baterias, são as características principais desta solução [36].

As baterias de placas tubulares estão disponíveis como baterias húmidas que contêm electrólito

fluído e separadores especiais, ou então como baterias seladas, com electrólito de gel e válvulas de

segurança. Apesar deste equipamento não estar especialmente desenvolvido para a indústria solar, é

fiável e possui várias décadas de existência pelo que se torna numa excelente escolha para aplicações

solares autónomas [36].

Capacidade

A capacidade, C, de um acumulador é a quantidade de electricidade que a bateria pode fornecer até ficar

totalmente descarregada, em determinadas condições de descarga. A capacidade nominal de descarga em

Ampere-hora (Ah), Cn, é o produto da descarga constante, In (em A), pelo tempo de descarga, tn (em horas),

como mostra a Equação 2.3 [36].

nnn tIC ⋅= (2.3)

A capacidade nominal da bateria tem que ser sempre especificada juntamente com a respectiva corrente

de descarga ou, como é habitual, em função do tempo de descarga para o qual a capacidade nominal da bateria é

expressa [36].

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. Para uma descarga em 100 horas, uma bateria tem

uma capacidade de C100 = 100 Ah, podendo ser descarregada durante 100 horas com uma corrente de 1 A. Se a

mesma bateria for descarregada por uma intensidade de corrente de 8 A, a tensão final 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 [36].

As baterias usadas nos sistemas autónomos deverão ter as seguintes características:

- Boa relação desempenho/preço;

- Reduzidas exigências em termos de manutenção;

31

- Longo período de vida útil;

- Reduzida auto-descarga e elevada eficiência energética;

- Possibilidade de carga para pequenas intensidades de corrente;

- Elevada capacidade de armazenamento e densidade de potência;

- Resistência mecânica à vibração (para o transporte);

- Protecção contra a ocorrência de riscos para o meio ambiente e para a saúde (reciclável) [36].

No entanto, na prática, nenhuma bateria alcança o conjunto de requisitos acima referidos, mesmo

quando se retira a exigência mais dominante: o baixo custo [10].

A simples bateria de gel (VRLA) 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 [36].

Os sistemas PV actuais que usam baterias para armazenar energia adicionam entre 0,06 a 0,34

EUR/kWh ao custo do ciclo de vida do sistema (assumindo 100% de eficiência de carga e vida completa da

bateria). Estes custos da bateria variam devido à qualidade e tipo de bateria usada. Se forem alcançadas

eficiências de carregamento real (entre 70 a 90%) e a vida da bateria for reduzida a metade, então o custo da

bateria poderá facilmente exceder os 0,18 a 0,9 USD/kWh ao longo da vida do sistema. A potencial relação

custo/benefício dos PVs autónomos é substancial se as baterias atingirem a sua esperança média de vida [108].

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 [36].

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 protecção contra sobrecargas, prevenção de descargas indesejáveis, protecção contra descargas

profundas e informação do estado de carga [36].

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 [36].

32

2.4. Cabos de ligação Para a instalação eléctrica 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 eléctrica entre os módulos individuais de um gerador solar e a caixa de junção do gerador.

Estes cabos são geralmente aplicados no exterior. Com o objectivo de garantir protecção 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. Sempre que for possível escolher, os cabos

de policloreto de vinilo não deverão ser usados no exterior. O cabo de ligação AC liga o inversor à rede

receptora, através do equipamento de protecção. No caso dos inversores trifásicos, a ligação à rede de baixa

tensão é efectuada com um cabo de cinco pólos. Para os inversores monofásicos é usado um cabo de três pólos

[4].

2.5. Equipamento de protecção 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 protecção contra sobre-intensidades são usados disjuntores, que podem voltar a

ser rearmados depois de dispararem. Estes isolam automaticamente o sistema PV da rede eléctrica caso ocorra

uma sobrecarga ou curto-circuito e são frequentemente utilizados como interruptores AC. Os disjuntores

diferenciais, que são aparelhos de protecção sensíveis à corrente residual diferencial, “observam” a corrente que

flui nos condutores de ida e de retorno do circuito eléctrico e, caso a diferença entre ambas as correntes

ultrapasse os 30 mA, estes actuam em menos de 0,2 segundos. Estes dispositivos irão disparar se ocorrer uma

falha de isolamento, um contacto directo ou indirecto [4].

33

3. Evolução e estado da arte A primeira geração de células solares, com base em wafer de silício, é a tecnologia que domina

actualmente as aplicações terrestres, contabilizando mais de 85% do mercado destas células. Podem ser

monocristalinas e policristalinas e permitem eficiências de conversão teóricas acima de 25%, apesar das actuais

tecnologias de fabrico as limitarem a valores entre 15 e 20%. A segunda geração de materiais PV baseia-se no

uso de thin film – película fina de materiais semicondutores, tais como silício amorfo, CdTe ou CiGs. A

eficiência deste tipo de células tende a ser 6 a 10% mais baixa comparativamente com as células convencionais,

sendo os custos de produção também menores. Além disso, a redução da massa permite criar painéis com

material mais leve e mais flexível. A terceira geração de células PV pretende atingir um objectivo: o aumento

significativo da eficiência, mantendo as vantagens a nível de preço dos materiais da segunda geração. As

diversas abordagens incluem células nanocristalinas, células sensibilizadas por corante (células Gratzel), células

PV orgânicas, células multi-junção, etc. [11].

3.1. Eficiência das células Existem diversas medidas que são utilizadas para caracterizar as células solares. A mais óbvia é o total

de energia eléctrica produzida por uma determinada quantidade de luz do Sol que nelas incide. Expressa como

percentagem, esta medida é conhecida como eficiência de conversão solar.

Foi apenas em 1883 que a primeira célula solar foi fabricada por Charles Fritts e apresentava cerca de

1% de eficiência [2]. Mais recentemente, o período entre 2006 e 2008 foi caracterizado por um forte crescimento

de mercado, dominado pelas células comuns com eficiências moderadas. No entanto, duas coisas mudaram esta

perspectiva durante 2008 e 2009. Primeiro, os fabricantes de células da China e de Taiwan aumentaram as

capacidades e tornaram reais as economias de escala para células padrão, a grande velocidade e com um sucesso

sem precedente. Depois, o excesso de oferta fez efeito e, no final de 2009, a produção de células de alta

eficiência subiu a pique. Se a previsão de um excesso de oferta durante 2010 e 2011 se confirmar, os fabricantes

de células líderes de mercado terão provavelmente que conjugar a elevada eficiência e o baixo custo para

permanecerem competitivos [111].

34

0

5

10

15

20

25

30

35

40

45

50

1940 1950 1960 1970 1980 1990 2000 2010Anos

Efi

ciê

nc

ia (

%)

Concentrador tripla-junção Concentrador dupla-junçãoConcentrador silício cristalino Silício monocristalinoSilício policristalino Thin film CiGsThin film CdTe Thin film a-SiDSSC OPV

Figura 31: Evolução das diversas tecnologias de células PV ao longo do tempo (valores obtidos em laboratório) [2], [11], [113-118].

As células de silício monocristalino surgiram em 1941 com uma eficiência de apenas 1% e

desenvolveram-se até atingirem perto de 25%, sendo este o valor actual teórico por elas apresentado. As células

de silício policristalino surgiram mais tarde (1984) com 15% de eficiência e evoluíram até cerca de 20%. A

tecnologia thin film surgiu em 1976 com o silício amorfo, e de todas as tecnologias existentes era a que

apresentava menor eficiência. Ao longo do tempo foi evoluindo e actualmente regista 12,1%, ficando ainda

muito longe dos valores apresentados pelas tecnologias cristalinas. A tecnologia de CdTe apresentava 9% de

eficiência quando surgiu e actualmente regista 16,5%. O CiGs surgiu com 6,2% e é a tecnologia thin film que

mais desenvolvimentos registou, situando-se actualmente em valores de eficiência perto de 20%. Os sistemas

concentradores surgiram em 1980, tendo sido o de tripla-junção o primeiro, registando 16% de eficiência. Esta é

ainda a tecnologia que actualmente apresenta eficiência mais elevada, 42%. O concentrador de dupla-junção

surgiu em 1983 com 16,8% e evoluiu até cerca de 32%. Em 1987 surgiu o concentrador de silício cristalino com

26,6% de eficiência, tendo registado muito baixa evolução (1% em 8 anos). Em 1991 nasceu uma das novas

tecnologias PV: as células DSSC, que registavam na altura eficiências de 6,1% e evoluíram até 11,1%. Já no

século XXI surgiram as células OPV com 3% de eficiência. Estas registaram muitos desenvolvimentos,

atingindo actualmente cerca de 8%, mas mesmo assim são a tecnologia que regista eficiências mais baixas. A

partir de 1970 verificou-se uma maior impulsão na indústria de células PV. Os maiores desenvolvimentos

verificaram-se nas células de silício monocristalino, no concentrador de tripla-junção e na tecnologia thin film de

CiGs.

Analisando a tendência das diversas tecnologias, verifica-se que o concentrador de silício cristalino é o

único que se mantém em valores aproximadamente constantes. A tecnologia thin film de CdTe e as células

35

orgânicas registam uma evolução linear ao longo do tempo. A evolução dos concentradores de dupla e de tripla-

junção verificou uma evolução exponencial, registando, no entanto, o concentrador de tripla junção um maior

número de diferentes valores de eficiência nos tempos mais recentes, enquanto que o de dupla junção não

registou evolução após meados dos anos 1990. Para as restantes tecnologias verifica-se uma tendência de

crescimento muito forte e repentino, seguido de um período em que os valores de eficiência se mantiveram

aproximadamente constantes.

3.2. Tipos de células

3.2.1. Silício cristalino

As células cristalinas são as que estão em uso há mais tempo e apresentam uma longevidade

excepcional. Células que foram desenvolvidas há quase 40 anos ainda continuam em funcionamento e a maioria

dos fabricantes oferece garantias de 10 anos ou mais para este tipo de células. O funcionamento das células

monocristalinas e policristalinas é semelhante [12].

A maioria das células fabricadas até hoje são feitas de silício, uma vez que este é um elemento

semicondutor com boa estabilidade e apresenta propriedades electrónicas, físicas e químicas equilibradas. A

maioria das células de silício são fabricadas usando wafers finas cortadas de grandes barras de metal fundido

preparadas pelo processo Czochralski de crescimento de cristais [119]. Este processo consiste num método de

crescimento de cristais usado para obter semicondutores monocristalinos (silício, germânio, arsenieto de gálio),

metais (ouro, prata, platina) e sais. O nome deve-se ao cientista polaco Jan Czochralski que descobriu este

método em 1916 [120].

Figura 32: Processo Czochralski de crescimento de cristais [121].

Apesar da tecnologia cristalina ter dominado o mercado durante mais de duas décadas, são ainda

necessárias melhorias no desempenho e no custo destas células. É de esperar que os custos de fabrico diminuam

à medida que aumentam os volumes de produção. A eficiência também deve aumentar devido ao aumento da

penetração no mercado de aplicações de alta eficiência [119].

36

3.2.2. Thin film

O crescimento do thin film entre 2002 e 2008 foi digno de registo. A procura de tecnologias alternativas

levou a uma enorme onda de investimento e actividade empresarial nesta tecnologia. Os produtores acreditam

que é apenas uma questão de tempo até o thin film substituir o silício cristalino como tecnologia dominante no

mercado PV, atingindo finalmente o tão procurado sonho da grid parity [122]. Grid parity é o termo utilizado

para descrever o ponto no tempo em que o custo da electricidade proveniente de sistemas PV iguala o preço

usualmente pago pelos consumidores pela electricidade comum [6].

Prevê-se que a capacidade thin film exceda 10 gigawatt (GW) no final de 2012. A capacidade de fabrico

de thin film tem vindo a aumentar, o que reflecte a atractividade do investimento nesta tecnologia, também

devido ao impacto da escassez de silício durante o final de 2009. A partir de 2010, prevê-se que a taxa de

expansão diminua significativamente reflectindo os planos mais moderados como resultado do excesso de oferta

global, capacidades de utilização mais baixas e faltas de financiamento. O CiGs e o silício amorfo não deverão

ter quotas de mercado significativas antes de 2013, ano em que se espera que as reduções de custos e melhorias

na eficiência comecem a fornecer uma oferta de produto competitiva. A Figura 33 mostra a quota de mercado

thin film para dois cenários, um cenário de “baixa penetração” onde todo o mercado estagna numa quota de 21%

em 2012, e um cenário “alta penetração” que assume uma quota de mercado de 29% na referida data [122].

Figura 33: Dois cenários possíveis para o mercado thin film [122].

Dentro da tecnologia thin film existem os seguintes tipos de células:

• Silício amorfo: O silício amorfo é uma tecnologia recente para as células solares. É mais

barato de produzir e apresenta grande flexibilidade, produz energia mesmo em situações de pouca luz

mas tem uma eficiência de cerca de metade da das células cristalinas e degrada-se com o uso. Prevê-se

que esta tecnologia melhore as possibilidades de aplicação, excedendo em muito a tecnologia cristalina

[12]. Em Janeiro de 2010 foi iniciado um projecto de pesquisa para uma nova célula solar. Este projecto

tem duração de três anos e o seu objectivo é permitir o fabrico de células solares melhores e mais

37

baratas. O objectivo é fazer silício amorfo e microcristalino de elevada qualidade a temperaturas de

processamento relativamente baixas, permitindo o uso de plásticos baratos [123].

• Telureto de cádmio: Nas células solares de CdTe o telureto de cádmio e o sulfeto de cádmio

(CdS) formam uma estrutura denominada heterojunção (junção p-n de semicondutores diferentes).

Nestas células, o CdTe é o semicondutor tipo p e o CdS é o material tipo n mais utilizado, o qual

juntamente com o vidro e o óxido transparente condutivo actua como “janela” para a radiação incidente.

A estrutura típica e mais bem sucedida para fabricação de células solares de CdTe de baixo custo e alta

eficiência é baseada numa estrutura na qual as partes activas da célula são depositadas sobre um

substrato de vidro. O telureto de cádmio também tem sido considerado um material promissor para o

fabrico de células solares de baixo custo, alta eficiência e produção em grande escala [16].

• Seleneto de cobre-índio-gálio: Uma célula CiGs apresenta várias vantagens: elevada

eficiência, fiabilidade a longo prazo (não sofre deterioração devido à idade), uma cor preta sólida e a

previsão de baixos custos de produção. As células leves e flexíveis estão a atrair a atenção como

tecnologia chave para um vasto uso em produção de energia PV. Pode esperar-se uma vasta gama de

aplicações porque estas podem até ser instaladas em locais onde os actuais painéis não podem. No

entanto as eficiências actualmente apresentadas não ultrapassam os 10% [17].

• Arsenieto de gálio: Algumas células GaAs convertem cerca de 40% da energia do Sol em

electricidade, valor muito superior às células de silício. Mas os compostos semicondutores são muito

mais caros do que o silício. Uma wafer de GaAs com 100 milímetros custa cerca de 90 EUR, enquanto

que uma wafer de silício com as mesmas dimensões custa aproximadamente 14 EUR. Em Maio de 2010

foi desenvolvido um processo para tornar os painéis solares baseados em GaAs comercialmente

competitivos [18].

• Sensibilizadas por corante: As células solares de TiO2 (dióxido de titânio) sensibilizadas por

corante, ou apenas células solares de corante (DSSC), foram inventadas por Michael Gratzel e Brian

O’Regan em 1991 e são também conhecidas por células Gratzel. São extremamente promissoras por

serem feitas de material de baixo custo e não precisam de dispositivos elaborados para serem

fabricadas. Podem ser projectadas em folhas flexíveis e são mecanicamente robustas, não necessitando

de protecção para eventos de menor porte, como granizo ou pancadas de árvores. No entanto, a

eficiência de conversão é menor do que a das melhores células thin film. Esta tecnologia foi

desenvolvida muito além da escala laboratorial ao longo dos últimos anos, tendo-se demonstrado em

protótipos a possibilidade de aplicação de certos aspectos de projecto [20].

As DSSC são extremamente eficientes. Devido à sua “profundidade” na nanoestrutura existe

uma elevada probabilidade de um fotão ser absorvido, e os corantes são muito eficientes na sua

conversão para electrões. A maioria das pequenas perdas que existem nestas células deve-se a perdas na

condução no TiO2 ou a perdas ópticas no eléctrodo frontal. Apenas os fotões que são absorvidos pelo

corante é que resultam em corrente produzida. As moléculas do corante tipicamente utilizado têm uma

38

absorção menor na parte vermelha do espectro comparativamente com o silício, isto significa que

poucos dos fotões da luz do Sol são utilizados para produzir corrente [20].

As DSSC são actualmente a tecnologia solar mais eficiente da terceira geração, no entanto

degradam-se quando expostas à radiação ultravioleta. Podem não ser tão atractivas para aplicações de

grande escala onde as células de alto custo/alta eficiência são mais viáveis, mas mesmo pequenos

aumentos na eficiência de conversão das DSSC pode torná-las adequadas para algumas destas

aplicações. São células que funcionam até em condições de pouca luz e podem, por isso, funcionar com

o céu nublado e com luz solar não directa [124].

A fragilidade das tradicionais células de silício obriga a que estas sejam protegidas, tipicamente

por uma caixa de vidro, semelhante a uma estufa, com um metal de apoio. Tais sistemas sofrem

decréscimos na eficiência à medida que as células aquecem internamente. As DSSC são normalmente

construídas com apenas uma fina camada de plástico condutor na camada frontal, permitindo que o

calor seja irradiado mais facilmente e, portanto, funcionam com temperaturas internas mais baixas

[124].

A maior desvantagem das DSSC é o uso de um electrólito líquido, que apresenta problemas de

estabilidade de temperatura. A baixas temperaturas o electrólito pode congelar, terminando a produção

de energia e podendo causar danos físicos. As altas temperaturas podem fazer com que o líquido dilate,

tornando a impermeabilização dos painéis um sério problema. Outro ponto negativo é a solução do

electrólito, que contém solventes orgânicos voláteis e deve ser cuidadosamente selada. A substituição

do electrólito líquido por um sólido tem sido o maior tema de pesquisa relativo a estas células [124].

A maioria das células solares apenas capta a luz visível, mas o espectro electromagnético da

energia solar é constituído por raios gama, raios X, raios ultravioleta, luz visível, microondas, ondas

rádio e raios infravermelhos. Algumas destas radiações conseguem atravessar a atmosfera e chegar à

superfície terrestre. Assim, além da luz visível (cerca de 40%), também chegam até nós os raios

ultravioleta, os raios infravermelhos e ondas rádio [124].

Uma célula que capte apenas uma determinada frequência do espectro solar terá um

desempenho muito mais limitado do que outra que capte uma maior gama de frequências.

Figura 34: Composição do espectro solar, com a divisão da luz visível em destaque [125].

39

Os corantes usados em células experimentais (por volta de 1995) eram sensíveis apenas a

elevadas frequências do fim do espectro solar, na gama azul e ultravioleta. Por volta de 1999 foram

introduzidas novas versões que apresentavam uma resposta em frequência muito maior. Uma resposta à

totalidade do espectro resultou num corante de uma cor castanho escura, que é referido simplesmente

como black dye – corante preto. Os corantes têm uma excelente facilidade em converter um fotão num

electrão, originalmente cerca de 80%, mas são sujeitos a melhorias para uma conversão quase perfeita.

Nos corantes mais recentes, a totalidade da conversão é cerca de 90%, com 10% de perdas devido

sobretudo às perdas ópticas no eléctrodo de topo [124].

Uma célula solar deve ser capaz de produzir electricidade durante, pelo menos, vinte anos sem

que haja um decréscimo significativo na sua eficiência. O sistema com corante preto foi sujeito a 50

milhões de ciclos, o equivalente a dez anos de exposição ao Sol na Suíça, não tendo sido observada

nenhuma redução significativa no desempenho, mas verificou-se uma quebra em situações de muita luz.

Durante os últimos anos foi levado a cabo um exaustivo programa de pesquisa para resolver este

problema, o qual foi terminado em 2007. Têm sido testados novos corantes e novos electrólitos com o

intuito de melhorar a eficiência destas células [124].

• Orgânicas: Uma célula PV orgânica (ou de polímero) é uma célula que usa electrónica

orgânica – um ramo da electrónica que se ocupa com os polímeros orgânicos condutores ou pequenas

moléculas orgânicas para absorção de luz e transporte de carga. Estas células são atractivas devido à

baixa temperatura de processamento e técnicas de fabrico simples. Mas após cerca de 3 décadas, a

entrada destas células no mercado comercial é ainda um desafio. As fracas propriedades eléctricas e

estruturais e a rápida degradação sob a radiação solar são os principais problemas das células orgânicas

actuais. A menos que seja inventado um novo polímero e os requisitos de produção e problemas de

fiabilidade sejam resolvidos, é altamente improvável que as células OPV desempenhem um papel

significativo no futuro do fabrico de módulos deste tipo [19].

Comparativamente com as tecnologias de células solares já estabelecidas, as células fabricadas

por semicondutores orgânicos oferecem muitas possibilidades promissoras. O maior potencial destas

células reside na promessa de baixos custos de produção e flexibilidade mecânica. Ambas as

características abrem um novo leque de possibilidades de aplicação das células, sendo os factores mais

importantes para a implementação e disseminação destas o custo de fabrico, a eficiência e a estabilidade

a longo prazo [126].

A primeira potencial aplicação para células orgânicas é o fornecimento de energia para

pequenos dispositivos móveis. Possíveis aplicações futuras incluem fornecimento de energia para

microsistemas autónomos e redes de sensores, e a integração em circuitos electrónicos simples baseados

em dispositivos semicondutores orgânicos. O objectivo a longo prazo é a contribuição das células OPV

para um fornecimento sustentável de energia [126].

Um consórcio constituído por cinco institutos de pesquisa e duas companhias industriais

pretende desenvolver uma tecnologia para módulos PV orgânicos altamente flexíveis, que irá permitir

uma produção rentável destes, com o objectivo de acelerar a exploração desta tecnologia para uma

grande variedade de produtos no mercado da electrónica móvel [127].

40

3.2.3. Células solares múltipla junção

As células solares multi-junção consistem em múltiplas células uni-junção empilhadas umas nas outras,

em que cada célula absorve de forma eficiente uma diferente parte do espectro solar. Apesar da elevada

eficiência, os dispositivos multi-junção têm uma desvantagem inerente: a eficiência da multi-junção está

relacionada com a qualidade do material e com a existência de materiais com um específico band gap,

usualmente usando sistemas de materiais menos comuns [128].

Figura 35: Estrutura de banda de um semicondutor [129].

O band gap, também chamado espaço de banda ou zona proibida, é a margem de energia na estrutura da

matéria de um sólido onde não existem bandas ou órbitas de electrões. Diz normalmente respeito, no caso dos

isolantes e dos semicondutores, à diferença energética (em electrão-Volts – eV) entre o topo da banda de

valência e o fundo da banda de condução. É a quantidade de energia necessária para libertar um electrão da sua

órbita [129].

A banda de valência é, nos sólidos, o mais elevado dos intervalos de energias electrónicas (ou bandas)

no qual os electrões se encontram por norma presentes à temperatura de zero absoluto (0 ºK (Kelvin), i.e. -

273,15 ºC). Por outro lado, a banda de condução é o intervalo de energias electrónicas (acima do da banda de

valência) que é necessário para libertar um electrão da sua ligação a um átomo individual de forma a permitir a

sua livre movimentação ao longo da estrutura atómica do material [129].

Um material com um band gap pequeno mas não nulo ou negativo (superior a 3 ou 4 eV) é

normalmente designado por semicondutor. Por outro lado, um material com um grande band gap é um isolante.

Nos semicondutores e nos isolantes, os electrões estão confinados a um número limitado de bandas de energia e

impedidos de passar para outras regiões. De maneira a um electrão superar esta restrição física e saltar da sua

banda de valência para a banda de condução tem de receber uma quantidade mínima de energia. Esta energia

varia de material para material, podendo os electrões recebê-la por meio da absorção de um fonão (calor) ou de

um fotão (luz) [129].

A condutividade dos semicondutores puros (não-dopados) está fortemente dependente do band gap.

Neste caso os únicos vectores de condução disponíveis são os electrões dotados de energia térmica suficiente

41

para serem excitados através desta zona. Nas células PV, o band gap determina o segmento do espectro solar que

pode ser absorvido [129].

A distinção entre semicondutores e isolantes é apenas uma convenção, sendo de facto os primeiros um

tipo de isolante com um band gap estreito. A energia de band gap dos materiais semicondutores tende a diminuir

com o aumento da temperatura. Quando esta aumenta é também acompanhada pelo incremento da amplitude das

vibrações atómicas, o que gera um maior espaçamento entre átomos. A zero graus Kelvin todos os electrões de

um material semicondutor estão na sua banda de valência. Num cristal semicondutor o band gap é definido por

meio de estados contínuos de energia [129].

As células solares de maior eficiência usam vários materiais que abrangem todo o espectro solar. Ligas

dos grupos III e V da tabela periódica são bons candidatos para o fabrico das células multi-junção [11]. Os

materiais III-V são compostos de elementos pertencentes aos grupos III e V da tabela periódica, como, por

exemplo, o arsenieto de gálio.

A eficiência das células actuais pode ser melhorada optimizando o projecto de cada sub-célula. Outra

possível melhoria no projecto é evoluir para dispositivos com mais junções. Já foram propostas células solares de

quatro junções mas estas não garantem eficiências tão elevadas como as de tripla-junção [11].

3.2.4. Células solares 3D

Células solares tridimensionais que captam quase toda a luz que as atinge poderiam impulsionar a

eficiência dos sistemas PV ao mesmo tempo que reduziriam o seu tamanho, peso e complexidade mecânica.

Como as estruturas em torre captam e absorvem a luz recebida de diferentes ângulos, estas células mesmo

quando o Sol não está a incidir directamente sobre elas, demonstram ainda eficiência. Como as células 3D

absorvem mais fotões do que as células convencionais, os seus revestimentos podem ser mais finos, permitindo

aos electrões saírem mais rapidamente, reduzindo a probabilidade de ocorrer a recombinação destes [128].

Podem ser utilizados inúmeros materiais no fabrico destas células e um dos objectivos de futuro é

seleccionar o melhor material para aplicações específicas [128].

3.2.5. Células solares UV

Uma célula transparente que se encaixa numa janela pode ser a solução para o problema de falta de

espaço, que os painéis convencionais feitos de células de silício não são capazes de solucionar. Esta nova célula

é projectada para transmitir luz visível enquanto converte a radiação ultravioleta (UV) em electricidade [130].

Figura 36: Célula transparente que capta a radiação UV [130].

42

A maioria das células comuns absorve luz visível e infravermelha para produzir electricidade. Com o

intuito de tornar mais eficiente o uso da luz do Sol em todo o espectro, está a ser desenvolvida uma célula de alto

desempenho com a possibilidade de controlar a radiação UV. O protótipo da célula fabricada tem 0,1cm2 e o

instituto de pesquisa que a desenvolveu planeia criar uma célula maior, para que o tradicional vidro das janelas

possa ser substituído por folhas solares feitas destas células [131].

3.3. Painel solar infravermelho Um painel solar infravermelho é, em comparação com um painel comum, mais eficiente na conversão

da energia do Sol em electricidade ou água quente. Este painel consegue absorver luz infravermelha do Sol e

produzir energia a partir dela, enquanto um painel convencional não consegue. A luz infravermelha está na parte

mais alta do espectro solar e para o painel captar essa luz, o vidro que o cobre tem de ser feito de uma tecnologia

e materiais diferentes. Tem que ser tratado com um revestimento especial chamado low iron [132].

Quando a luz do Sol incide directamente num painel, tanto os painéis infravermelhos como os comuns

absorvem a mesma quantidade de energia. No entanto, quando o Sol se esconde atrás de uma nuvem, a única luz

que pode ser transformada em energia é a luz proveniente da radiação infravermelha, portanto os painéis comuns

deixam de produzir energia neste momento. Outra vantagem está no vidro de revestimento dos painéis

infravermelhos que apresenta emissões na ordem dos 3% em comparação com os 88% do vidro dos painéis

comuns. A emissão é a percentagem de energia que um painel liberta para a atmosfera, logo quanto menor a

emissão, maior é a eficiência do painel [132].

O lado negativo dos painéis infravermelhos é que eles são mais caros do que os tradicionais. Portanto,

apenas se justifica adquiri-los caso se viva numa parte do planeta em que é comum haver muitas nuvens durante

as horas de Sol. Em zonas de climas quentes, em que a incidência do Sol é constante e directa, não se justifica o

uso destes painéis [132].

3.4. Sistemas concentradores Comparativamente com os painéis solares de células convencionais, os concentradores fotovoltaicos

(CPV) são vantajosos porque o colector solar é mais barato do que uma área equivalente de células solares. As

propriedades dos semicondutores permitem que as células solares funcionem de forma mais eficiente em luz

concentrada, desde que a junção da célula se mantenha fria. Os CPV funcionam de forma mais eficaz em clima

de Sol, uma vez que as nuvens e o tempo nublado criam luz difusa que não pode ser concentrada [11].

O primeiro sistema CPV foi proposto em meados de 1970. Apesar das vantagens das tecnologias

concentradoras, a sua aplicação tem sido limitada pelos custos dos equipamentos de focagem, seguidores e

material de arrefecimento. A optimização de um sistema concentrador é um problema complexo, uma vez que

todos os seus componentes tal como as células solares, dispositivos ópticos e sistemas seguidores têm de ser

especificamente optimizados, e todas as interacções têm que ser consideradas. Várias grandes companhias têm

tentado desenvolver sistemas concentradores com uma boa relação custo/ benefício [11].

Da combinação de células solares thin film com um projecto de sistema óptico, resulta um

revolucionário sistema CPV. É uma abordagem totalmente nova: em vez de serem utilizadas células de silício, o

sistema irá utilizar células thin film que serão desenvolvidas durante a duração do projecto [133].

43

O sistema CPV gera electricidade usando lentes ou espelhos para concentrar a luz do Sol em células de

alta eficiência. Apesar de serem mais eficientes do que as células thin film, as células de silício actualmente

utilizadas para estes sistemas são mais caras do que as usadas para os PVs planos. As células adoptadas para

estes sistemas são as células multi-junçao de GaAs. Como existe muito calor envolvido, são necessários meios

para o dissipar da célula. Isto torna-se difícil com as wafers de silício, devido às limitações relacionadas com as

suas propriedades térmicas. As células thin film podem ser dispostas em vários substratos termicamente

condutivos e são mais fáceis de fabricar do que as de silício [133].

Devido ao seu elevado custo, as células PV III-V devem ser usadas num sistema concentrador para

permitir produção de energia praticável em sistemas terrestres, com uma relação custo/potência suficientemente

baixa. Quanto mais elevada é a taxa de concentração, menor é o impacto do custo das células solares na

totalidade do custo do sistema. Os receptores PV devem ser projectados para permitir uma gestão térmica

eficiente das células, enquanto se utilizam materiais e processos compatíveis para reduzir a falha nas ligações

devido à expansão térmica [134].

3.5. Painel solar com inversor integrado Juntamente com onze parceiros Europeus, um instituto de pesquisa Alemão lançou um projecto para

desenvolver um módulo solar com inversor integrado, para fornecer electricidade PV directamente à rede

eléctrica. O objectivo deste projecto é reduzir significativamente o custo dos PVs ligados à rede. A pesquisa está

fortemente direccionada para sistemas PV integrados em edifícios, uma vez que o potencial para esta aplicação é

especialmente elevado nas zonas de maior densidade populacional da Europa. Os objectivos de preços de

produção são 0,3 EUR/Wp para o inversor e 3 EUR/Wp para o sistema completo [135].

Um sistema PV alcança a sua potência máxima quando cada módulo funciona continuamente no seu

MPP. Isto pode ser atingido usando módulos com inversor integrado. Neste caso, cada módulo PV tem o seu

próprio controlador, permitindo rendimentos mais elevados especialmente no caso de módulos que estão

parcialmente à sombra ou alinhados com diferentes ângulos. Outra vantagem é que o projecto do sistema PV é

mais flexível e pode ser facilmente alargado. No entanto, os módulos com inversor integrado são muito

dispendiosos quando comparados com os seus homólogos sem inversor [135].

Os custos de produção do inversor serão reduzidos para 0,3 EUR/Wp. Aqui, o potencial para redução de

custos e componentes é especialmente elevado, uma vez que alguns componentes, tais como dissipadores de

calor, podem ser omitidos devido à integração no módulo. Usando um módulo solar de elevada tensão, pode até

abandonar-se o transformador. Isto reduz para metade os custos e as perdas. São necessárias pelo menos 800

células cristalinas para atingir tensão suficiente para dispositivos sem transformador, assim, os investigadores

estão a direccionar a sua atenção para tecnologias thin film. Neste caso, os módulos podem fornecer tensões de

600V, que são suficientes para abordagens trifásicas. Esta tecnologia tem a vantagem de permitir que uma

potência eléctrica contínua seja entregue à rede, poupando material e aumentando o tempo de vida do inversor. O

acoplamento directo e a abordagem trifásica conduzem a um inversor que é notavelmente mais pequeno, mais

barato e mais fiável [135].

45

4. Estado da indústria fotovoltaica no Mundo Os seguintes dados fazem parte de relatórios realizados pela Agência Internacional de Energia – IEA

(International Energy Agency) e dizem respeito aos países que integram o programa PVPS (Photovoltaic Power

Systems Programme). Destes relatórios constam também dados de outros países nos quais se registaram

aumentos na potência PV instalada [6]. A restante informação foi retirada de relatórios realizados pela EPIA

(European Photovoltaic Industry Association).

4.1. Indústria fotovoltaica Durante 2009 foram instalados cerca de 6,2 GW de potência PV nos países PVPS (aproximadamente o

mesmo do que no ano anterior), o que fez com que a potência instalada ultrapassasse os 20,4 GW. A Alemanha e

a Itália detêm a maior parcela instalada (74%). Incluindo também o Japão, os Estados Unidos e a França, mais de

93% das instalações PV durante 2009 realizaram-se nestes cinco países. Estima-se que o total de potência PV

instalada a nível mundial durante 2009 se situa ligeiramente acima de 7 GW [8].

Não tendo em conta a explosão do mercado PV em Espanha em 2008 e o seu quase total colapso em

2009, a taxa de crescimento anual de mercado entre 2008 e 2009 dos restantes 20 países situa-se nuns

impressionantes 84% – um valor muito positivo durante um período de desaceleração económica global [8].

A Europa manteve a liderança na indústria PV mundial em 2009, tornando-se a Alemanha líder de

mercado, superando a Espanha e quase duplicando o seu desenvolvimento. No entanto prevê-se que os

anunciados cortes nas tarifas de fornecimento de energia (feed-in tariff – FiT) (explicadas no sub-capítulo 4.5.)

influenciem o desenvolvimento da indústria nacional a longo prazo. A médio prazo, a Itália aparece como um

dos mercados mais promissores com uma potência adicional de 730 MW instalada em 2009. A República Checa

registou um importante crescimento em 2009 com 411 MW instalados mas, devido à ausência de regimes de

apoio eficazes, poderá haver um retrocesso significativo em 2011. Auxiliada por uma forte boa vontade política,

a Bélgica entrou no top 10 com 292 MW instalados em 2009, sendo expectável no entanto uma redução durante

2010 devido a uma revisão do suporte de apoio financeiro. A França instalou 185 MW em 2009, com 100 MW

adicionais instalados mas ainda não ligados à rede. Apesar do grande potencial apresentado, este país necessita

de resolver problemas de conexão à rede de modo a permitir o desenvolvimento do seu mercado. A Espanha,

líder em 2008, registou uma queda nas suas instalações em 2009 devido a uma capitalização de mercado

combinada com os efeitos da crise financeira. Também a Coreia do Sul entrou em declínio. A Grécia, Portugal e

em certa medida o Reino Unido, mostraram potencial crescimento para 2010 e anos seguintes, atrasando no

entanto o seu pontapé de saída de modo a esperar por um momento mais favorável [136].

Fora da Europa, o Japão e os Estados Unidos lideram. O Japão posiciona-se como o terceiro maior

mercado e mostra um crescimento de potencial graças a um favorável incentivo político. O mercado dos Estados

Unidos demarcou-se finalmente e surge como um potencial líder de mercado para os próximos anos. Também

será de esperar que a China e a Índia se expandam nos próximos cinco anos com a perspectiva de grandes

potenciais de mercado. O Canadá e a Austrália mostraram ser mercados com significativo desenvolvimento em

2009. Brasil, México, Marrocos, Taiwan, Tailândia, África do Sul e muitos outros são também tidos como países

promissores [136].

46

Figura 37: Evolução anual do mercado PV mundial entre 2000 e 2009 [136].

Figura 38: Percentagem de potência PV ligada à rede e autónoma nos países PVPS [8].

No caso específico de Portugal, durante 2009, foram instalados mais de 34 MW, na sua maioria em

instalações ligadas à rede. Apesar de ter havido uma diminuição comparativamente aos 50 MW instalados em

2008, este ano representou uma expansão do mercado. A capacidade instalada acumulada atingiu 102,2 MW em

finais de 2009, sendo 97% desse valor correspondente aos sistemas ligados à rede. A iniciativa política mais

marcante que levou a este crescimento de mercado foi a continuação da lei para o produtor independente de

energia dentro do enquadramento legal PV. Esta lei estabelece tarifas de remuneração de acordo com a

tecnologia renovável instalada. Em 2009, cerca de 23 MW de potência PV foram instalados dentro do

enquadramento do produtor independente de energia (incluindo quarto grandes projectos de 1,44, 5, 6 e 10,1

MW). Na microprodução, cerca de 11 MW de potência PV foram instalados em 2009. Outras medidas que

incentivam o mercado PV incluem taxas de impostos reduzidas para equipamentos renováveis e deduções fiscais

nos equipamentos solares (até cerca de 800 EUR) [8].

47

Figura 39: Mercados PV Europeus e Mundiais em 2009 (em MW) [136].

A União Europeia representou cerca de 5,6 GW ou 78% do mercado mundial PV em 2009. O mercado

Alemão domina claramente com 68% do mercado Europeu. O surgimento da Itália como um principal mercado

para a indústria PV, combinado com o crescimento da França e com o impressionante crescimento da República

Checa e da Bélgica, compensou o recuo do mercado Espanhol [136].

Foi demonstrado no estudo EPIA Set for 2020, que a indústria PV pode fornecer acima de 12% da

procura de electricidade na União Europeia em 2020, sendo competitiva com outras fontes de abastecimento de

electricidade. Na actual fase pré-competitiva, o desenvolvimento do mercado PV está dependente de quadros

políticos de determinados países. Os mecanismos de apoio são definidos nas leis nacionais e a introdução,

modificação ou desaparecimento de tais mecanismos terá profundas consequências nos mercados e indústrias PV

[136].

Em Março de 2010, a EPIA completou uma extensiva recolha de dados de uma elevada representação

de amostras da indústria PV, empresas de energia eléctrica, associações nacionais e agências de energia. Com

base no cruzamento de dados e na consolidação de métodos complementares de projecção, foram estabelecidos

dois cenários para o desenvolvimento da indústria PV: Moderate e Policy-Driven [136].

O cenário Moderate baseia-se na hipótese de um comportamento de mercado que não assume grande

cumprimento dos mecanismos de apoio existentes mas tem em conta um razoável seguimento das FiT alinhadas

nos preços dos sistemas. No cenário Policy-Driven a EPIA espera o seguimento e/ou a introdução de novos

mecanismos de apoio, nomeadamente FiT, acompanhados de uma forte vontade política que considere o PV

como uma principal fonte de energia para os anos vindouros. Deve ser acompanhado pela remoção de barreiras

administrativas não necessárias e uma racionalização de procedimentos de ligação à rede [136].

48

Figura 40: Cenários Moderate e Policy-Driven (estimativas para 2010-2014) [136].

No cenário Moderate, o mercado Europeu pode crescer até 6 GW em 2010 e estagnar nos dois anos

seguintes (dependendo da evolução da República Checa), seguido de um recuo em 2013. O mercado mundial

deverá crescer 8,2 GW em 2010 e em 2014 atingirá 13,7 GW. No entanto, no cenário Policy-Driven, a Europa

poderá instalar até 8,7 GW em 2010 e acima de 13,5 GW em 2014. O mercado mundial alcançará cerca de 12,7

GW em 2010 e 30 GW em 2014 [136].

4.2. Actividades e fundos de pesquisa e desenvolvimento Os orçamentos públicos para pesquisa e desenvolvimento em 2009 nos países PVPS verificaram um

aumento em comparação a 2008. Os orçamentos mais significativos mantêm-se nos Estados Unidos, Alemanha,

Coreia e Japão [8].

0

20

40

60

80

100

Milhões d

e e

uro

s

Austrália CanadáAlemanha DinamarcaIsrael JapãoCoreia MéxicoHolanda NoruegaSuécia Estados Unidos

Figura 41: Orçamento público para pesquisa e desenvolvimento em 2009 de alguns países PVPS (em milhões de euros) [8].

49

4.3. Produção mundial de células e módulos PV Os maiores produtores de silício em 2009 já o eram no ano anterior: Alemanha, Estados Unidos e Japão,

juntando-se a eles a Coreia. Nos Estados Unidos, o maior produtor até agora, foi registado um aumento superior

a 20% quando comparado com 2008, fornecendo este país cerca de metade da matéria-prima de silício usada nos

países PVPS. O preço do silício diminuiu aproximadamente 7% de 2008 para 2009, indicando um aumento a

nível mundial da competição nessa indústria e uma relação oferta/procura mais equilibrada do que a que existia

nos anos anteriores. Algumas companhias são verticalmente integradas, controlando todo o processo desde a

matéria-prima até à produção de células e módulos [8].

Em relação às células PV, estima-se que o volume total de produção em 2009 tenha sido cerca de 6000

MW, muito acima dos 3740 MW em 2008, um aumento superior a 60%. A produção da Alemanha aumentou

62% e a do Japão 21%. Estes dois países contribuem com dois terços do total da produção de células nos países

PVPS. Outros dos maiores produtores são a Coreia, a Malásia, a Noruega e os Estados Unidos. Estima-se que a

produção global de células PV tenha ficado acima de 11,5 GW em 2009, quase duas vezes a produção nos países

PVPS. Em particular, alguns relatórios indicam produções de 3800 MW na China, 1400 MW em Taiwan, 400

MW nas Filipinas e 120 MW na Índia [8].

Figura 42: Tendências em tecnologias de módulos fotovoltaicos entre 2005 e 2009 [8].

A tendência para a utilização de thin film tem vindo a aumentar, mas a tecnologia baseada em wafers

continua a dominar o mercado. A Alemanha mantém claramente a sua posição como líder na produção de

módulos PV entre os países analisados durante 2009. A produção de módulos neste país representa cerca de 40%

(acima dos 22% em 2008) entre os países PVPS, com o Japão em segundo lugar com quase 20% (o mesmo que

em 2008). Nos Estados Unidos, o terceiro maior país produtor de módulos PV, a produção aumentou cerca de

80% desde 2008. A produção de módulos em Espanha caiu quase para metade entre 2008 e 2009, reflectindo a

agitação no mercado desse país. No Canadá, na Coreia e em Portugal verificaram-se significativos aumentos na

produção [8].

50

Relativamente à produção de thin film, esta disparou na Malásia durante 2009, na Alemanha aumentou

de 300 MW para cerca de 800 MW, nos Estados Unidos aumentou 15% e no Japão duplicou relativamente a

2008. Nos países PVPS em 2009, a produção de thin film corresponde a mais de 30% do total da produção de

módulos, acima dos 22% de 2008, dos 13% de 2007 e dos 9% de 2006. A produção total de módulos PV nesses

países aumentou 60% desde 2008, seguindo o crescimento de cerca de 50% registado nos dois anos anteriores. A

China exportou quase 4 GW de módulos em 2009 e a capacidade de produção anual de módulos na Índia estima-

se que se situe entre 500 e 700 MW [8].

A capacidade de produção de células nos países PVPS, definida como a produção máxima das

instalações de fabrico, aumentou cerca de 54%. A capacidade de produção de módulos aumentou 50%. Apesar

de 2009 ter sido um ano marcado pelas dificuldades económicas globais, nos países chave na produção PV

registaram-se desenvolvimentos interessantes e a indústria de inversores também registou enorme sucesso [8].

Figura 43: Produção mundial de células (em MW) por país e de módulos (em MW) por país PVPS em 2009 [8].

Figura 44: Perspectivas da capacidade de produção de módulos – tecnologia cristalina e thin film [136].

É previsível que a expansão de tecnologias thin film baseadas em silício tenha lugar na China e Taiwan,

outras tecnologias (CdTe, CiGs) deverão permanecer na União Europeia, nos Estados Unidos e no Japão. Devido

à escassez de silício ao longo dos últimos anos, muitas companhias investiram em instalações de produção de

thin film. Os fabricantes ainda estão em fase de crescimento e em luta para alcançar a optimização da estrutura

51

de custos para se tornarem competitivos. No entanto os preços do silício policristalino são muito mais baixos, o

que resulta em preços destes módulos também baixos [136].

4.4. Preços dos sistemas PV e benefícios económicos Os preços registados para a totalidade dos sistemas PV variam largamente e dependem de uma grande

variedade de factores incluindo o tamanho do sistema, a localização, o tipo de consumidor, a conexão à rede

eléctrica, 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 factores específicos do projecto [6]. Em

2009 o preço mais baixo dos sistemas autónomos situou-se tipicamente entre 5,5 e 8,3 EUR/Wp, resultando num

preço médio de aproximadamente 7 EUR/Wp, cerca de 15% mais baixo do que o correspondente registado em

2008. O preço médio dos sistemas ligados à rede foi de 3,3 EUR/Wp, inferior a mais de 30% do que a média de

2008. As grandes instalações ligadas à rede podem ter preços mais baixos ou mais elevados dependendo da

natureza da instalação, dos preços de fabrico dos módulos, etc. A justificação para a grande queda nos preços dos

sistemas ligados à rede (comparativamente com os sistemas autónomos) é o impacto relativamente elevado na

redução dos preços dos módulos. Em média, o preço dos módulos PV em 2009 contribuiu para 54% dos preços

mais baixos que foram registados para sistemas ligados à rede. Em 2009 a média de preços dos módulos nos

países PVPS era cerca de 1,8 EUR/Wp, uma diminuição de 35% quando comparado com o correspondente em

2008 [8], [55].

Tabela 2: Preços indicativos de sistemas instalados nos países PVPS [8].

Isolado da rede (EUR/W) Ligado à rede (EUR/W)

País < 1 kW > 1 kW < 10 kW > 10 kW

Austrália 8,4 - 14,0 8,4 - 11,2 4,0 - 5,6 3,4 - 5,6

Áustria 6,0 - 15,0 6,0 - 15,0 4,3 - 5,1 3,8 - 5,5

Canadá 10,1 5,4

Suiça 8,4 7,6 5,3 - 5,8 3,7 - 4,8

Alemanha 3,0 - 4,3 2,8 - 3,8

Dinamarca 5,4 - 8,1 10,7 - 16 2,7 - 5,4 2,7 - 6,7

Espanha 3,2 - 4,5 3,0 - 4,2

França 5,0 - 5,5 2,5 - 4,5

Inglaterra 6,5 - 7,2 6,3 - 7,1

Israel 2,6 - 4,2 2,6 - 4,2

Itália 8,0 - 10,0 4,0 - 5,0 3,0 - 4,5

Japão 4,8 4,2

Coreia 3,3 - 4,2 4,5

México 5,8 8,6 5,8 4,7

Malásia 4,5 4,5

Noruega 11,4 - 34,3 6,8 - 9,1

Portugal 8,0 - 10,0 5,0 - 6,0 4,0 - 5,0

Suécia 7,6 7,1 4,4

Turquia 5,0 - 6,0 5,0 - 5,5 3,0 - 3,5 3

EUA 4,0 - 6,1 2,5 - 3,6

52

A indústria PV fornece muitas oportunidades de actividade económica, desde a matéria-prima até ao

desenvolvimento dos sistemas, bem como outras actividades de apoio. Nos países com bom crescimento do

mercado de microprodução PV foi registado um significativo volume de negócios. O valor total de negócios em

2009 entre os países PVPS aproximou-se dos 21 biliões de EUR, cerca de 25% abaixo do registado no ano

anterior. Isto deve-se ao facto do mercado anual ter sido aproximadamente igual a 2008 mas ter havido uma

diminuição considerável dos preços. Paralelamente ao valor do negócio de mercado e produção PV, o valor

económico em alguns dos países PVPS caracteriza-se por ter gerado emprego directo a cerca de 187000 pessoas.

A excepção foi a Espanha que sofreu vários despedimentos em 2009 como resultado do colapso do mercado [8].

4.5. Iniciativas de incentivo à instalação de sistemas PV • Tarifa de fornecimento de energia (FiT): é dada uma recompensa monetária pela produção de

electricidade PV, usualmente paga pela companhia de electricidade a uma taxa por kWh, ligeiramente superior

ao preço da electricidade pago pelo consumidor;

• Subsídios financeiros directos: subsídios directos que pretendem combater a barreira do preço, tanto

para equipamentos específicos como para o custo total dos PVs instalados;

• Planos de electricidade verde: permite que os consumidores adquiram da rede eléctrica electricidade

proveniente de energias renováveis, normalmente a um preço especial;

• Planos de electricidade verde aplicados especificamente à indústria PV: permite que os

consumidores adquiram da rede eléctrica electricidade proveniente de sistemas PV, normalmente a um preço

especial;

• Portfólio para electricidade com origem em fontes renováveis (RPS - Renewable Portfolio

Standard): requisito obrigatório no qual a rede eléctrica tem de vender uma determinada quantidade de

electricidade proveniente de fontes renováveis;

• Exigência relativa à energia PV no RPS: requisito obrigatório no qual uma porção do RPS terá de

ser proveniente de fontes PV;

• Fundos de investimento para a indústria PV: oferta de acções em fundos de investimento PV e

outras tácticas direccionadas para a criação de riqueza e para o sucesso de negócios usando a indústria PV como

meio para atingir esses fins;

• Impostos: permite que algumas ou a totalidade das despesas associadas à instalação PV sejam

deduzidas de rendimentos tributáveis;

• Net-metering: o proprietário do sistema PV vende a electricidade em excesso à rede eléctrica pelo

mesmo preço a que a compra. Estes valores de energia fornecida e adquirida da rede são registados por um

contador de electricidade bi-direccional. Nesta situação a electricidade é vendida ao preço de compra, logo esta

medida não será considerada um incentivo, mas sim uma forma de monitorização da electricidade PV injectada

na rede;

• Net-billing: a electricidade adquirida da rede eléctrica e a fornecida a esta são monitorizadas de forma

independente, e a electricidade injectada na rede é avaliada a um determinado preço;

• Actividades comerciais bancárias: inclui actividades tais como prazos preferenciais de hipotecas de

casas com sistemas PV e empréstimos para instalações destes sistemas;

53

• Actividades da companhia de electricidade: inclui esquemas de “energia verde” permitindo aos

consumidores adquirir electricidade de fontes renováveis, instalações PV de grande escala e opções de

financiamento com consumidores seleccionados e modelos de compra de electricidade PV;

• Requisitos para edifícios sustentáveis: inclui requisitos no desenvolvimento de novos edifícios

(residenciais e comerciais) e, em alguns casos, em propriedades para venda, onde o PV pode ser incluído como

opção para reduzir a pegada energética do edifício ou pode ser especificamente obrigatório como parte do

desenvolvimento deste [6].

Tabela 3: Mecanismos de incentivo à instalação de sistemas PV por país [8].

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trál

ia

Áus

tria

Can

adá

Suí

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Din

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Subsídios financeiros

directos � � � � � � � � � � �

Planos electricidade

verde � � � � � � � � �

Planos electricidade verde (PV)

� � � �

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PV-RPS � Fundos

investimento para

indústria PV

� � � � �

Impostos � � � � � � �

Net metering � � � � � � � � �

Net billing � � � � � � Actividades comerciais bancárias

� � � � � � �

Actividades companhia

electricidade � � � � � � � �

Requisitos edifícios

sustentáveis � � � � � � � � � �

(1) – plano local; (2) – programa de demonstração.

Nos países representados não existe nenhuma correlação entre o número de medidas adoptadas e a

capacidade PV instalada. No entanto, por um lado, enquanto poucas medidas poderão incorrer num baixo

encargo administrativo, por outro lado, mais medidas poderão significar maior flexibilidade para lidar com

imprevistos. As questões ligadas ao financiamento são significativas e a continuidade deste é um factor crítico

para o sucesso de qualquer mecanismo [6].

As FiT são claramente o principal mecanismo para promover um forte crescimento nas aplicações PV

ligadas à rede, como ficou comprovado pelos significativos aumentos nos mercados PV anuais em países como a

Austrália, Áustria, Canadá, Suiça, Alemanha, França, Itália, Israel e Holanda. O bom crescimento de mercado no

54

Japão e nos Estados Unidos deve-se a outros factores mas foi reforçado pelo desenvolvimento de novos

mecanismos de FiT. A queda dos mercados de Portugal e da Coreia em 2009 (e da Áustria e Holanda nos anos

anteriores) mostra a influência dos ajustes nos planos de FiT. O colapso quase total do mercado PV Espanhol em

2009, seguido do crescimento super-explosivo de 2008 com o investimento liderado por uma generosa FiT,

evidencia os riscos associados aos mercados guiados por questões políticas [8].

O forte crescimento actual dos sistemas PV ligados à rede baseia-se (quase totalmente) num modelo de

constante crescimento de fundos públicos e grandes doses de boa vontade política. Os pagamentos feitos

actualmente pela electricidade PV sob vários planos de FiT estão a crescer rapidamente. A questão é como

encontrar a melhor maneira para lidar com o período de transição que irá culminar com a grid parity. Isto poderá

implicar a alteração de políticas de apoio vindas de dinheiros públicos (embora provenientes dos consumidores

de electricidade) e focar-se mais na definição de estratégias, regulação apropriada e desenvolvimento de modelos

de negócio inovadores [8].

4.6. Outras questões importantes para o mercado PV Dois aspectos são de particular interesse para o mercado PV – deliberações políticas de mudanças

climáticas e desenvolvimentos das companhias de distribuição eléctrica [8].

Bastantes governos estão a implementar uma abordagem regulamentar tipicamente referida como RPS,

para aumentar o desenvolvimento das energias renováveis em cada país, e esta abordagem poderá vir a ser

adoptada num número ainda maior de países. No entanto, numa forma simples, o RPS não deverá ter um impacto

positivo no desenvolvimento PV, uma vez que, a exigência geral para energias renováveis poderá simplesmente

encorajar a consideração das opções de energia renovável de custo directo mais baixo, e não a indústria PV.

Alguns países, como a Austrália e o Japão, estão a aperfeiçoar os seus RPS de modo a beneficiar a indústria PV

[8].

Outra questão de interesse é a grid parity. É tida como um alvo importante a atingir pela indústria PV e

muitos acreditam que irá ocorrer dentro de cinco a dez anos em vários países. A variação nos preços de venda da

electricidade nos diferentes países é uma consideração importante – a grid parity será atingida em momentos

diferentes em países diferentes. Pensa-se que a grid parity irá levar a um novo e forte crescimento na procura PV

dentro de um mercado verdadeiramente sustentável que não necessitará mais de apoios governamentais [7].

Alguns especialistas em energia na União Europeia prevêem que a grid parity PV seja alcançada por volta de

2015 nos países mais a sul da Europa, tal como Espanha e Portugal – pelo menos quando os materiais PV forem

usados em sistemas solares concentradores. No entanto, não existe nenhuma base para se esperar que o sistema

convencional PV se torne competitivo tão cedo, porque os custos de fabrico não estão actualmente no patamar

desejado, estão ainda muito longe desse patamar, e não existe nenhuma maneira de saber se alguma vez lá

chegarão [137].

55

Figura 45: Mapa mundial com a média da radiação solar (kWh/m2/dia) [138].

As zonas de maior radiação solar são o Norte e o Sul de África, a Austrália, o Médio Oriente, o México,

o Sul e o Oeste dos Estados Unidos. A América do Sul, a Índia, a Ásia Central, a China e o Japão também

apresentam grande potencial. Na Europa, Portugal e Espanha são os países mais promissores a nível de radiação

solar. A Itália e a Grécia também têm bons níveis de radiação. Já a Alemanha, a Republica Checa, o Reino

Unido e a Bélgica não apresentam valores de radiação muito elevados. Comparando esta análise com os dados

apresentados anteriormente relativos aos países com maiores potências PV, verifica-se que a Alemanha, apesar

de ser o maior mercado europeu não é, no entanto, o país que tem maiores níveis de radiação. A Bélgica e a

Republica Checa têm vindo a crescer nesta indústria, e a radiação também não tem valores muito significativos

aí. Portugal e Espanha que têm bons valores de radiação não estão a aproveitar totalmente esse potencial. No

entanto, em alguns países a indústria PV está a ser aproveitada de acordo com o potencial disponível, como é o

caso dos Estados Unidos, os países da Ásia e a Austrália.

56

4.7. Electricidade produzida nos países OCDE

Figura 46: Produção de electricidade nos países OCDE (Organização para a Cooperação e Desenvolvimento Económico) entre Janeiro e Outubro – comparação entre 2009 e 2010 (em terawatt hora – TWh) [139].

Da OCDE fazem parte: Austrália, Áustria, Bélgica, Canadá, República Checa, Dinamarca, Finlândia,

França, Grécia, Hungria, Islândia, Irlanda, Itália, Japão, Coreia, Luxemburgo, México, Holanda, Nova Zelândia,

Portugal, Espanha, Suécia, Noruega, Polónia, Eslováquia, Suiça, Turquia, Reino Unido e Estados Unidos [139].

Figura 47: Produção de electricidade por tipo de combustível na OCDE (esq.) e em Portugal (dir.) [139].

A produção total de electricidade entre Janeiro e Outubro de 2010 foi de 8441,7 TWh. Comparando

com o mesmo período do ano anterior, a produção total aumentou 290,2 TWh (3,6%) e a produção com origem

Geotérmica/Eólica/Solar manteve-se nos 3%, mas como existiu um aumento da electricidade total produzida,

esta fonte de energia viu o seu contributo aumentar em 8,7 TWh [141]. Em Portugal, o total de produção de

electricidade entre Janeiro e Outubro de 2010 foi de 40270 GWh; um aumento de 494 GWh (1,2%) em relação

ao mesmo período do ano anterior. O total produzido com origem Geotérmica/Eólica/Solar foi de 7349 GWh,

registando um aumento em relação aos dois anos anteriores [141]. Pelos dados referidos, verifica-se que, apesar

de se registarem aumentos de ano para ano, a parcela de electricidade produzida pela energia

Geotérmica/Eólica/Solar continua a ser muito baixa comparativamente com as outras fontes de energia [139].

57

5. Análise e avaliação económica de sistemas PV

5.1. Passos para a instalação de um sistema PV ligado à rede Para dimensionar um sistema PV os factores principais a ter em conta são a tensão nominal deste, a

potência exigida pela carga, as horas de utilização das cargas e a localização geográfica do sistema. A tensão

nominal refere-se à tensão típica em que operam as cargas a conectar, podendo esta ser alternada ou contínua

[140].

A potência que cada carga exige é um dado essencial. Os equipamentos de comunicações requerem

potências relevantes quando funcionam em transmissão e isto, muitas vezes, ocorre só durante alguns minutos

por dia. Durante o resto do tempo requerem uma pequena potência de manutenção. Esta diferenciação deve ser

tida em conta na concepção do sistema. Juntamente com a potência requerida pela carga deverão especificar-se

as horas diárias de utilização da referida potência. Multiplicando potência por horas de utilização, obter-se-ão os

Watts-hora (Wh) requeridos pela carga ao fim de um dia [140].

Conhecer o ângulo de incidência dos raios solares é crucial para quantificar a energia proveniente do

Sol. Para tal é necessário conhecer os factores geográficos do local, como, por exemplo, a latitude. Os

parâmetros orientação e inclinação de um painel PV são muito importantes porque visam maximizar os níveis de

produção eléctrica. No caso de Portugal a orientação que maximiza a quantidade de radiação solar coincide com

o Sul geográfico. De modo a captar a máxima radiação, a inclinação do painel deve variar ao longo do ano, tal

como referido anteriormente [4].

A estrutura de suporte dos módulos PV deve ser montada de forma a facilitar a instalação e a

manutenção e necessita cumprir algumas exigências: suportar ventos até 150 km/h, estar posicionada a uma

altura mínima de um metro do solo, ser fabricada com materiais não corrosivos (ferro galvanizado ou alumínio),

ter uma boa ligação eléctrica à terra, garantir que as estruturas dos painéis têm um bom contacto com a terra e

apresentar uma boa integração com a estética do edifício no qual vai ser instalada. Os módulos podem ser

ligados em série ou em paralelo. Na ligação em série, a conexão dos módulos é feita ligando-se o pólo positivo

de um módulo com o pólo negativo do outro e a saída é feita através do pólo positivo do primeiro módulo e do

pólo negativo do último módulo do conjunto ligado em série [141].

Figura 48: Exemplo da ligação de quatro módulos em série [142].

Neste tipo de ligação, a corrente total de um conjunto é igual à corrente de um módulo e a tensão total é

igual à soma da tensão de cada um dos módulos. Na ligação em paralelo, a conexão dos módulos é feita ligando-

58

se o pólo positivo de um módulo com o positivo de outro e a saída é feita através do pólo positivo e do negativo

do último módulo do conjunto em paralelo [141].

Figura 49: Exemplo da ligação de dois módulos em paralelo [142].

Neste tipo de ligação, a corrente total do conjunto é igual à soma das correntes de cada módulo e a

tensão total é igual à tensão de cada um dos módulos. O número de módulos que poderão ser ligados em cada

um dos dois casos dependerá do modelo do módulo e da gama de variação da tensão de entrada do inversor.

Deve-se ter em conta que a tensão de circuito aberto máxima do inversor não pode ser ultrapassada. A potência

do sistema PV é determinada pelo número de módulos ligados em paralelo, ou seja, quanto maior o número de

módulos em paralelo maior será a potência do sistema [141].

Relativamente aos inversores podem ser definidas as seguintes configurações:

- Inversor central – a conversão DC/AC de todo o sistema PV é assegurada por um único

inversor;

- Inversor de fileira – é utilizado um inversor por fileira para efectuar a conversão DC/AC;

- Inversor de várias fileiras – caso a conversão DC/AC de uma ou várias fileiras seja realizada

por um inversor;

- Inversor com módulo integrado – é utilizado um inversor por cada módulo [4].

Figura 50: Inversor central [4].

Figura 51: Inversor de fileira [4].

59

Figura 52: Inversor de várias fileiras [4].

Figura 53: Inversor com módulo integrado [4].

Os módulos deverão estar afastados de qualquer objecto que projecte sombra sobre eles no período de

melhor radiação (habitualmente das 9 às 17 horas) no dia mais curto do ano. Com base na latitude do local da

instalação obtém-se o factor de espaçamento (Ke), que ajuda a determinar a distância mínima (em metros) a que

um objecto poderá estar dos módulos de modo a não projectar sombra sobre os mesmos durante o Inverno, três

horas antes e três horas depois do meio-dia solar. Essa distância d é determinada através da Equação 5.1, onde

H0 é a altura do objecto (em metros) e Hm a altura em relação ao nível do solo em que se encontram instalados os

módulos (em metros) [140].

Figura 54: Factor de espaçamento em função da latitude [140].

( )me HHKd −⋅= 0 (5.1)

60

Os inversores, que são aparelhos de pequeno porte, não possuem partes móveis e não produzem ruídos,

podem ser instalados na parte interna do edifício, sem provocar grandes interferências no ambiente circundante.

No entanto, podem também ser instalados junto dos módulos PV, desde que devidamente protegidos das

intempéries. A sua colocação nesta posição tem a vantagem de diminuir a rede eléctrica em corrente contínua

dentro do edifício, diminuindo assim o risco de acidentes [141].

5.2. Legislação O DL 118-A/2010, correspondente à segunda alteração ao DL 363/2007 “aplica-se à microprodução de

electricidade a partir de recursos renováveis e à microprodução de electricidade e calor em cogeração, ainda que

não renovável mediante a utilização de uma unidade ou instalação monofásica ou trifásica, em baixa tensão, com

potência de ligação até 5,75 kW. Aplica-se igualmente aos condomínios que integrem seis ou mais fracções, em

que sejam utilizadas instalações trifásicas com uma potência até 11,04 kW. Em qualquer dos casos, a

microprodução tem que ter por base uma só tecnologia de produção. A potência da unidade de microprodução

não pode ser superior a 50% da potência contratada.” Segundo este DL, o produtor tem acesso a um dos dois

regimes remuneratórios possíveis: regime geral e regime bonificado [143].

O regime geral é aplicável a todos os que tenham acedido à actividade de microprodução e não se

enquadrem no regime bonificado. O regime bonificado é aplicável a produtores que preencham todos os

seguintes requisitos:

- A potência de ligação da respectiva unidade de microprodução não é superior a 3,68 kW, ou

no caso dos condomínios, a 11,04 kW;

- A unidade de microprodução utiliza uma das fontes de energia previstas no DL;

- O local de consumo associado à microprodução dispõe de colectores solares térmicos com um

mínimo de 2 m² de área útil de colector ou de caldeira a biomassa com produção anual de energia

térmica equivalente [144].

Todos os produtores que não obtenham acesso ao regime bonificado são considerados no regime geral,

sendo a tarifa de venda de electricidade igual ao custo da energia fornecida à instalação de consumo [143].

Actualmente o preço do kWh da rede, para tarifas normais de Baixa Tensão é de 0,1326 EUR.

No regime bonificado o produtor é remunerado com base na tarifa de referência que vigorar à data da

emissão do certificado de exploração. Essa tarifa é aplicável durante um total de 15 anos contados desde o 1.º dia

do mês seguinte ao do início do fornecimento, subdivididos em dois períodos, o primeiro com a duração de 8

anos e o segundo com a duração dos 7 anos seguintes. A aplicação do regime remuneratório bonificado caduca

quando o produtor comunicar a renúncia à sua aplicação, ou no final do período dos 15 anos referido

anteriormente, ingressando o produtor no regime remuneratório geral. A tarifa de referência é fixada em 0,40

EUR/kWh para o primeiro período e em 0,24 EUR/kWh para o segundo período, sendo o valor de ambas as

tarifas sucessivamente reduzido anualmente em 0,02 EUR/kWh [143].

A electricidade vendida é limitada a 2,4 MWh/ano por cada kW instalado. E a potência de ligação que,

em cada ano civil, pode ser objecto de registo para microprodução, no âmbito do regime bonificado, não pode

ser superior à quota anual de 25 MW. Mediante despacho a publicar no Sistema de Registo de Microprodução

(SRM) até 31 de Dezembro de cada ano, o Director-Geral de Energia e Geologia divulga o valor da tarifa

61

aplicável no ano seguinte e a quota de potência de ligação disponível para esse ano e eventuais saldos de

potência resultantes de anos anteriores [143].

Os equipamentos de energias renováveis estão sujeitos a uma taxa de IVA reduzida (13%) e além disso

é possível beneficiar de uma dedução no IRS de 30% do valor total do investimento, até um máximo de 796

EUR.

5.3. Parâmetros financeiros

5.3.1. Valor actual e valor actual líquido

Deve realizar-se um projecto 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 actual de um recebimento futuro pode ser obtido pela multiplicação desse

recebimento por um factor ou taxa de actualização TA, que é menor do que 1 (se a taxa de actualização fosse

maior do que 1, um euro disponível hoje valeria menos do que um euro disponível amanhã) [144].

Considerando um determinado recebimento esperado no final do período 1 (um ano a partir de hoje),

C1, e uma TA então, o valor actual, VA, é dado por [144]:

1CTAVA ⋅= (5.1)

A taxa de actualização pode ser expressa em função da taxa de rendibilidade, r, através da seguinte

equação [144]:

rTA

+=

1

1 (5.2)

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 actual é feito pela actualização dos recebimentos

futuros esperados à taxa de rendibilidade oferecida por alternativas de investimento comparáveis [144].

Considerando para o ano t uma taxa de rendibilidade, rt, e um fluxo de tesouraria Ct, o valor actual, VA,

para n anos, é dado pela Equação 5.3 [144].

( )�= +

=n

t

t

t

t

r

CVA

1 1 (5.3)

O valor actual é equivalente aos fluxos de tesouraria (ou fluxos financeiro, ou ainda cash flow)

actualizados para os n anos. O valor actual 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 actual, de acordo com a Equação 5.4 [144].

62

( )�= +

+=+=n

t

t

t

t

r

CCVACVAL

100

1 (5.4)

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 5.4, passando o VAL a definir-se por [144]:

( )�= +

+=n

t

t

t

r

CCVAL

10

1 (5.5)

5.3.2. Taxas de juro nominal e real

Se forem investidos 1000 EUR num depósito bancário com uma taxa de juro de 10%, o banco promete

pagar 1100 EUR no final do ano. Mas não faz qualquer promessa sobre o que se poderá comprar com esses 1100

EUR. 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 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 [144].

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 [144]:

TI

TIrr n

r+

−=

1 (5.6)

Da mesma forma, pode converter-se a taxa de actualização nominal, TAn, numa taxa de actualização

real, TAr, através da equação seguinte [144]:

11

1−

+

+=

TI

TATA n

r (5.7)

63

5.3.3. Cash flow

O termo cash flow refere-se à quantidade de dinheiro que é recebido e pago por um negócio durante um

determinado período, por vezes associado a um projecto específico [145]. Não é mais do que o balanço entre as

despesas e as receitas obtidas, durante determinado período, por um projecto específico.

5.3.4. Tempo de retorno do investimento

O tempo de retorno do investimento (TRI) é o período necessário de funcionamento do projecto para

que o total dos fluxos de receitas e despesas iguale as despesas de investimento [148] e destina-se a determinar o

tempo de recuperação do capital investido. De outra forma, o TRI equivale ao tempo necessário para que as

receitas geradas e acumuladas superem as despesas em investimento realizadas e acumuladas durante o tempo de

vida do projecto [145]. O investimento num projecto é tanto melhor quando menor for o TRI. Não são

economicamente viáveis projectos em que o TRI seja igual ou superior ao tempo de vida útil do projecto [148].

5.3.5. Taxa interna de rendibilidade

A taxa interna de rendibilidade (TIR) representa a taxa máxima de rendibilidade do projecto. Não é

mais do que a taxa de actualização que, no final do período de vida do projecto, iguala o VAL a zero. Em termos

práticos procura-se o projecto 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 projecto 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 projecto é negativo, não apresentando este viabilidade económica [144].

5.4. Descrição do estudo realizado Resumidamente, podem considerar-se três categorias distintas na avaliação dos projectos PV:

- Características técnicas da instalação PV: tipo de instalação em estudo, eficiência de cada

módulo, eficiência do total da instalação, a potência instalada, o ângulo de inclinação (�) dos módulos, a

eficiência e a capacidade dos inversores e as características do sistema de armazenamento de energia

(caso exista);

- Características do local de instalação: dados relativos ao clima do local de instalação do

sistema PV bem como a latitude do mesmo, a densidade de radiação solar a que esse local está exposto

durante o ano e a sua temperatura média anual. Estes dados permitem determinar a radiação solar

disponível para o sistema PV, que será um parâmetro importante na determinação da eficiência total da

instalação;

- Avaliação económica e financeira: custo dos equipamentos (módulos PV, inversores,

equipamento eléctrico, etc.), parâmetros financeiros (taxa de juro, taxa de inflação, taxa de actualização

etc.), preço de venda da energia produzida e o tempo de vida da instalação.

64

Este estudo irá recair apenas nos sistemas ligados à rede, nos quais toda a energia produzida vai ser

vendida a esta, não havendo necessidade de recorrer a sistemas de armazenamento de energia. As tarifas de

venda da energia para as instalações que obtenham o certificado de exploração em 2011 são, de acordo com o

despacho publicado em 30 de Dezembro de 2010 pelo Director-Geral de Energia e Geologia e segundo

estipulado no DL 118-A/2010, de 0,38 EUR/kWh no primeiro período de 8 anos e de 0,22 EUR/kWh nos 7 anos

seguintes.

Foram analisados os dados de sistemas PV cedidos por empresas de vários pontos do país, e calcularam-

se valores médios para os rendimentos dos painéis e inversores. Foram também determinados os valores médios

do custo de painéis, inversores, seguidores e custos fixos (custos com instalação, montagem, e restantes

equipamentos necessários à instalação de PVs). Após a análise de todos estes parâmetros determinou-se o preço

médio total dos sistemas para cada gama de potência de instalação (1,7 a 1,8 kW, 3,4 a 3,7 kW e 4 a 4,3 kW

(sendo esta última apenas aplicável a sistemas monocristalinos fixos em telhado)). Os dados relativos a estes

sistemas encontram-se no Anexo 1.

Posteriormente procedeu-se à divisão do país em 3 zonas correspondentes ao Norte, Centro Sul e Sul,

sendo para cada uma delas identificada a radiação média anual para sistemas fixos em telhados/terraços,

instalados com inclinação óptima e para sistemas seguidores. Os dados relativos a cada zona encontram-se no

Anexo 2.

65

Figura 55: Radiação solar incidente anual, para painéis instalados com um ângulo óptimo de inclinação em Portugal [149].

Para o caso dos sistemas seguidores, foi determinada a radiação solar incidente, através de uma

ferramenta de cálculo disponível on-line. Os sistemas seguidores em causa são de dois eixos [150].

66

Figura 56: Divisão do país em zonas.

Foi calculada a energia produzida EAC (em kWh) por cada sistema considerando-se que a área total dos

módulos PV, A (em m2), a radiação solar média anual G (em kWh/m2), e os rendimentos dos painéis (�PV) e dos

inversores (�inv), se mantêm inalterados durante o tempo de vida útil do projecto, utilizando para esse efeito a

Equação 5.8. Os cálculos dos valores da energia produzida encontram-se no Anexo 2.

invPVAC GAE ηη ⋅⋅⋅= (5.8)

Os rendimentos dos inversores e dos painéis são fornecidos pelos fabricantes.

As despesas associadas aos projectos PV apenas existirão no ano zero e vão ser iguais ao investimento

inicial e nos anos seguintes serão nulas, assumindo que não existem quaisquer despesas com a manutenção dos

sistemas. As receitas determinam-se em função da energia produzida pelo sistema e da remuneração existente

para o respectivo ano do projecto.

Para cada uma das zonas identificadas na Figura 56 foi realizado um estudo de viabilidade económica

de projectos. Para esse estudo fez-se a separação dos referidos projectos por gamas de potência e dentro de cada

gama de potência foi ainda feita a divisão consoante o tipo de tecnologia: monocristalina e policristalina (para

sistemas fixos em telhados/terraços e sistemas seguidores solares).

O estudo de viabilidade económica dos vários sistemas foi feito considerando vários valores para a TA

(que por sua vez depende da taxa de juro real) e foram considerados projectos com um tempo de vida útil de 25,

20 e 15 anos. No Anexo 3 estão representadas a variação da taxa de juro nominal em função da taxa de juro real

e da taxa de inflação, a variação da taxa de inflação em função da taxa de juro nominal e da taxa de juro real e

uma representação tridimensional que mostra as variações relativas das taxas de juro nominal, real e de inflação.

67

Adicionalmente foi realizado um estudo semelhante ao anterior, mas recorrendo a empréstimos à banca,

sendo estes sobre 50, 75 e 100% do investimento inicial, e considerando-se 12 e 15 anos para pagar os mesmos.

Neste caso, as despesas não serão apenas com o investimento inicial, uma vez que vai ser pago o referido

empréstimo e os respectivos juros. Estes valores de pagamentos agendados e juros foram determinados

recorrendo a uma ferramenta de cálculo da Microsoft Excel.

5.5. Análise da metodologia de avaliação económica Após a análise dos dados relativos a vários PVs, foram feitos alguns gráficos. As Figuras 57 e 58 dizem

respeito à percentagem que cada componente de um sistema PV representa no seu custo total, em função das

várias gamas de potência de instalação.

62,6972,51 72,62

11,3410,02 9,36

25,97 17,47 18,02

0%

20%

40%

60%

80%

100%

1,7 - 1,8 3,4 - 3,7 4 - 4,3

P (kW)

Cu

sto

s (

%)

PV Inv CF

64,8975,27

12,1811,44

22,9313,29

0%

20%

40%

60%

80%

100%

1,7 - 1,8 3,4 - 3,7

P (kW)

Cu

sto

s (

%)

PV Inv CF

Figura 57: Percentagem que cada componente dos sistemas monocristalinos (esq.) e policristalinos (dir.), fixos em telhado, representa no custo total dos mesmos, em função da gama de potência.

49,863,18

13

9,391710,86

20,2 16,57

0%

20%

40%

60%

80%

100%

1,7 - 1,8 3,4 - 3,7

P (kW)

Cu

sto

s (

%)

PV Inv CF Seg

54,82 62,6

10,2910,2

14,18,1

20,79 19,1

0%

20%

40%

60%

80%

100%

1,7 - 1,8 3,4 - 3,7

P (kW)

Cu

sto

s (

%)

PV Inv CF Seg

Figura 58: Percentagem que cada componente dos sistemas seguidores monocristalinos (esq.) e policristalinos (dir.), representa no custo total dos mesmos, em função da gama de potência.

A maior percentagem de custos corresponde aos painéis PV, seguido dos custos fixos e finalmente dos

inversores. No caso dos sistemas seguidores, são as estruturas de montagem dos mesmos que ocupam o segundo

lugar, mantendo os painéis a primeira posição.

68

Figura 59: Relação entre o investimento inicial nas várias tecnologias de painéis e a potência instalada.

Como se pode verificar na Figura 59, com o aumento da potência instalada verifica-se um aumento do

investimento inicial, sendo os sistemas monocristalinos os mais dispendiosos no que respeita a sistemas fixos.

Os sistemas seguidores são os que apresentam custos mais elevados na totalidade dos PVs. A Tabela 4 mostra os

diferentes preços apresentados por todos os painéis analisados e a respectiva potência. Com estes dados obteve-

se o preço por Wp de cada painel e o preço médio, que se concluiu ser de 3,13 EUR.

Tabela 4: Preço e potência unitária dos painéis em estudo e respectivo preço por Wp.

EUR/painel Potência (W)/painel EUR/Wp

565,8 230 2,46

499,8 170 2,94

529,2 180 2,94

796,5 225 3,54

468 180 2,60

810 225 3,60

757,8 180 4,21

680 170 4,00

423 230 1,84

Média 3,13

Nos sistemas estudados, o menor custo do kWh é apresentado pelo sistema seguidor policristalino de

3,4–3,7 kW em todas as zonas consideradas, sendo a zona 3 (correspondente ao Sul do país) a que apresenta o

menor valor de todos. O sistema que apresenta os custos mais elevados é o monocristalino fixo de 3,4–3,7 kW. O

custo médio do kWh, considerando sistemas com 15 anos de vida útil é de 0,17 EUR (Tabela 5). Relativamente

ao preço por kWh actual dos sistemas PV a nível mundial, este situa-se entre 0,20 e 0,22 EUR [55]. O preço do

kWh obtido para os sistemas analisados é mais baixo do que a média mundial, porque foi calculado tendo em

conta que não existe degradação do rendimento dos sistemas com o aumento do seu tempo de vida, o que não

corresponde à realidade, mas foi assim considerado para efeitos de cálculo. Após os cálculos realizados para os

sistemas em estudo, para tempos de vida de 15, 20 e 25 anos, apresentam-se na Tabela 5, a título de exemplo, os

preços por kWh correspondentes aos sistemas com 15 anos de vida útil.

69

Tabela 5: Preço por kWh dos sistemas PV estudados, para 15 anos de vida útil, nas 3 zonas consideradas.

Custo inicial sistema (EUR) Energia produzida (kWh) EUR/kWh

Zona 1

M_1,7-1,8 9507 45885,31 0,21

M_3,4-3,7 19966 93926,48 0,21

M_4-4,3 20084 109199,55 0,18

P_1,7-1,8 8626 42345,33 0,20

P_3,4-3,7 14874 86230,49 0,17

SM_1,7-1,8 11239 62510,47 0,18

SM_3,4-3,7 19600 125241,46 0,16

SP_1,7-1,8 10212,6 57017,09 0,18

SP_3,4-3,7 17881,92 116595,39 0,15

Zona 2

M_1,7-1,8 9507 49116,67 0,19

M_3,4-3,7 19966 100541,02 0,20

M_4-4,3 20084 116889,70 0,17

P_1,7-1,8 8626 45327,40 0,19

P_3,4-3,7 14874 92303,06 0,16

SM_1,7-1,8 11239 69441,55 0,16

SM_3,4-3,7 19600 139128,06 0,14

SP_1,7-1,8 10212,6 63339,07 0,16

SP_3,4-3,7 17881,92 129523,33 0,14

Zona 3

M_1,7-1,8 9507 51701,76 0,18

M_3,4-3,7 19966 105832,65 0,19

M_4-4,3 20084 123041,79 0,16

P_1,7-1,8 8626 47713,05 0,18

P_3,4-3,7 14874 97161,12 0,15

SM_1,7-1,8 11239 72501,68 0,16

SM_3,4-3,7 19600 145259,13 0,13

SP_1,7-1,8 10212,6 66130,29 0,15

SP_3,4-3,7 17881,92 135231,13 0,13

Média 0,17

5.5.1. Sistemas instalados sem recurso a financiamento da banca

Para o estudo efectuado neste ponto e no ponto 5.5.2., as receitas geradas pelos sistemas em análise

foram calculadas considerando-se a total injecção da energia produzida na rede e a tarifa de remuneração

estipulada pelo regime bonificado previsto no DL 118-A/2010.

O TRI de um projecto varia com a TA: quanto maior a TA menor o TRI, o que corresponde a taxas de

juro real mais baixas e quanto maior a taxa de juro real, menor a TA e maior o TRI. Os TRI e os ganhos

apresentados de seguida são os melhores entre todos os analisados para cada sistema e correspondem a uma TA

de 100% (o que significa que o valor das taxas de juro nominal e de inflação são iguais, i.e, a taxa de juro real é

zero). Para as restantes TA, os TRI são superiores aos da Tabela 6 e os ganhos são inferiores aos da Tabela 7.

70

Tabela 6: TRI (TA=100%) de todos os sistemas analisados.

TRI óptimo (anos)

Zona 1 Zona 2 Zona 3

Sistemas fixos em telhado

Monocristalino 1,7–1,8 kW 9 8 8


Monocristalino 4–4,3 kW 8 7 7

Policristalino 1,7–1,8 kW 9 8 8


Sistemas seguidores





Tabela 7: Ganhos (TA=100%) de todos os sistemas analisados, para tempos de vida de 25, 20 e 15 anos.

Ganhos (EUR) 25 anos 20 anos 15 anos

Zona 1 Zona 2 Zona 3 Zona 1 Zona 2 Zona 3 Zona 1 Zona 2 Zona 3 Sistemas fixos Monocristalino

1,7–1,8 kW 8827,2 10118 11151 4896,4 8014,6 8936,7 4503,3 5910,7 6722,2

Monocristalino 3,4–3,7 kW

17564 20207 22321 13541 15900,3 17788 9517,5 11593,8 13254,9

Monocristalino 4–4,3 kW

23549 26621 29079 18871 21614,5 23809,1 14193,8 16607,7 18538,8

Policristalino 1,7–1,8 kW

8293,8 9485 10439 6480 7543,8 8394,8 4666,2 5602,3 6351,1


19581 22007 23948 15887 18053,6 19786,6 12193,8 14099,9 15624,9

Sistemas seguidores


13738 16508 17730 11061 13533,1 14624,8 8383 10558,7 11519,3


30442 35991 38441 25078 30031,6 32218,8 19713,3 24072,3 25996,8


12570 15096 16211 10127 12382,6 13378,3 7685 9669,5 10545,7


28706 33871 36152 23712 28323,4 30359,5 18717,4 22775,5 24567,1

71

Tabela 8: TIR (%) para diferentes valores de taxa de juro real (%), para todos os sistemas analisados.

Taxa interna de rendibilidade (%)

25 anos 20 anos 15 anos Taxa de juro real

(%) 0 2 4 6 8 10 0 2 4 6 8 10 0 2 4 6 8 10

Zona 1

M_1,7-1,8 kW

4,47 4 3,5 3,1 2,6 2,11 1,3 0,7 0,11 -0,49

M_3,4-3,7 kW

3,85 3,4 2,9 2,4 1,9 1,45 0,5 -0,1

M_4-4,3 kW

7,29 6,9 6,4 6 5,5 5,04 4,8 4,3 3,69 3,15 2,6 2 -0,9 -1,6 -2

P_1,7-1,8 kW

4,88 4,4 4 3,5 3 2,54 1,8 1,2 0,64 0,05 -0,6

P_3,4-3,7 kW

8,79 8,4 7,9 7,5 7 6,56 6,6 6,1 5,51 4,99 4,4 3,9 1,5 0,82 0,1 -1 -1 -2

SM_1.7-1,8 kW

7,82 7,4 6,9 6,5 6 5,58 5,4 4,9 4,34 3,8 3,2 2,7 -0 -0,7 -1 -2

SM_3,4-3,7 kW

11,1 11 10 9,7 9,3 8,84 9,3 8,7 8,2 7,69 7,1 6,6 5 4,31 3,6 3 2,3 1,6

SP_1,7-1,8 kW

7,91 7,5 7 6,6 6,1 5,67 5,5 5 4,45 3,91 3,3 2,8 0,1 -0,6 -1 -2

SP_3,4-3,7 kW

11,6 11 11 10 9,7 9,31 9,8 9,3 8,76 8,24 7,7 7,2 5,7 5,01 4,3 3,7 3 2,3

Zona 2

M_1,7-1,8 kW

6,09 5,6 5,2 4,7 4,3 3,81 3,3 2,8 2,19 1,63 1 0,5

M_3,4-3,7 kW

5,48 5 4,6 4,1 3,6 3,18 2,6 2 1,42 0,85 0,2 -0

M_4-4,3 kW

8,88 8,4 8 7,6 7,1 6,65 6,7 6,2 5,62 5,1 4,5 4 1,7 0,97 0,2 -0 -1 -2

P_1,7-1,8 kW

6,49 6 5,6 5,1 4,7 4,22 3,8 3,3 2,7 2,14 1,6 1 -2,2

P_3,4-3,7 kW

10,4 9,9 9,5 9,1 8,6 8,15 8,5 7,9 7,4 6,88 6,3 5,8 4 3,28 2,6 1,9 1,2 0,5

SM_1.7-1,8 kW

10,3 9,8 9,4 8,9 8,5 8,05 8,3 7,8 7,28 6,76 6,2 5,7 3,8 3,13 2,4 1,8 1 0,4

SM_3,4-3,7 kW

13,6 13 13 12 12 11,3 12 12 11,1 10,56 10 9,5 8,6 7,91 7,3 6,6 5,9 5,3

SP_1,7-1,8 kW

10,4 9,9 9,5 9 8,6 8,14 8,4 7,9 7,38 6,87 6,3 5,8 3,9 3,26 2,6 1,9 1,2 0,5

SP_3,4-3,7 kW

14,1 14 13 13 12 11,8 13 12 11,6 11,12 11 10 9,2 8,59 7,9 7,3 6,6 6

Zona 3

M_1,7-1,8 kW

7,3 6,9 6,4 6 5,5 5,05 4,8 4,3 4,7 3,15 2,6 2 -0,9 -1,6 -2

M_3,4-3,7 kW

6,7 6,3 5,8 5,4 4,9 4,43 4,1 3,5 2,95 2,4 1,8 1,3 -1,9 -2,6

M_4-4,3 kW

10,1 9,6 9,2 8,7 8,3 7,85 8,1 7,6 7,05 6,53 6 5,5 3,5 2,82 2,1 1,5 0,7 0

P_1,7-1,8 kW

7,69 7,3 6,8 6,4 5,9 5,45 5,3 4,7 4,18 3,65 3,1 2,5 -0,2 -1 -2 -2

P_3,4-3,7 kW

11,6 11 11 10 9,8 9,35 9,9 9,3 8,81 8,29 7,8 7,3 5,7 5,08 4,4 3,8 3,1 2,4

SM_1.7-1,8 kW

11,3 11 10 10 9,5 9,06 9,5 9 8,46 7,95 7,4 6,9 5,3 4,64 4 3,3 2,6 1,9

SM_3,4-3,7 kW

14,7 14 14 13 13 12,3 13 13 12,3 11,74 11 11 10 9,36 8,7 8,1 7,4 6,8

SP_1,7-1,8 kW

11,4 11 10 10 9,6 9,15 9,6 9,1 8,57 8,05 7,5 7 5,4 4,77 4,1 3,4 2,7 2,1

SP_3,4-3,7 kW

15,2 15 14 14 13 12,8 14 13 12,8 12,3 12 11 11 10 9,4 8,8 8,1 7,5

72

Os sistemas seguidores, apesar de serem os que requerem um investimento inicial mais elevado, são os

que apresentam os TRI mais baixos e os melhores ganhos. De zona para zona o TRI e os ganhos variam, sendo

os melhores resultados obtidos na zona 3, como seria de esperar, dado que os valores de radiação solar são

superiores aos das outras duas zonas. Não havendo alteração nas características dos PVs, apenas o valor da

radiação irá influenciar a energia produzida pelos mesmos. O sistema que apresenta TRI mais baixos e ganhos

mais elevados é o sistema seguidor monocristalino de 3,4–3,7 kW, seguido de perto pelo seguidor policristalino

da mesma gama de potência, sendo este último o que apresenta os valores mais elevados para a TIR. Se este

fosse o único critério de escolha relativo à viabilidade, seria o seguidor policristalino o melhor, mas tendo em

conta o valor do VAL, do TRI e dos ganhos, o seguidor monocristalino apresenta-se como o mais viável.

No Anexo 4 estão todos os gráficos representativos dos fluxos financeiros e do VAL de todos os

sistemas em estudo. As Figuras 60 a 65 são relativas ao sistema seguidor monocristalino de 3,4–3,7 kW para as

três zonas consideradas.

-20000

-15000

-10000

-5000

0

5000

10000

15000

20000

25000

30000

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 25 26

Anos

EU

R

TA=90% TA=92% TA=94%

TA=96% TA=98% TA=100%

Figura 60: Cashflow do sistema seguidor monocristalino de 3,4–3,7 kW, zona 1.

-55000

-5000

45000

95000

145000

195000

245000

295000

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10

Taxa de juro real (%)

VA

L (

EU

R)

VAL (25 anos) VAL (20 anos)VAL (15 anos)

Figura 61: VAL a 25, 20 e 15 anos do sistema seguidor monocristalino de 3,4–3,7 kW, zona 1.

73

-20000

-15000

-10000

-5000

0

5000

10000

15000

20000

25000

30000

35000

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 25 26

Anos

EU

R

TA=90% TA=92% TA=94%

TA=96% TA=98% TA=100%


-45000

5000

55000

105000

155000

205000

255000

305000

355000

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10


VA

L (

EU

R)



-20000

-15000

-10000

-5000

0

5000

10000

15000

20000

25000

30000

35000

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 25 26

Anos

EU

R

TA=90% TA=92% TA=94%

TA=96% TA=98% TA=100%


74

-41000

9000

59000

109000

159000

209000

259000

309000

359000

409000

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10


VA

L (E

UR

)

VAL (25 anos) VAL (20 anos)

VAL (15 anos)


5.5.2. Sistemas instalados com recurso a financiamento da banca

As amortizações dos empréstimos bancários são calculadas considerando uma taxa de juro média sobre

saldos de operações activas e passivas fixa. Estas taxas de juro sobre saldos dos empréstimos a sociedades

financeiras, a particulares para aquisição de habitação e para consumo e outros fins assumem o valor de 3,74%

[151]. Desta forma, e para todos os casos de estudo que impliquem financiamento será este o valor de taxa de

juro nominal considerado.

Para essa mesma taxa de juro nominal, os valores de juro real que permitem a existência de valores

viáveis de inflação são 1, 2 e 3%, deste modo serão estes os valores a considerar para o cálculo da taxa de

actualização (os valores desta serão 99, 98 e 97%, respectivamente) para posterior estudo.

Os valores representados nas Tabelas 9 e 10 são para 25 anos de vida útil dos projectos. Para tempos de

vida inferiores os ganhos são também inferiores. Alguns sistemas apresentam valores de VAL positivos para

algumas taxas de juro real em projectos com 25 e 20 anos de vida útil, no entanto os TRI são demasiado

elevados e os ganhos são demasiado baixos para poderem ser considerados viáveis. Os únicos que apresentam

resultados que se possam considerar viáveis são os que têm ‘SIM’ na Tabela 9. A Tabela 10 representa os

ganhos e TRI para cada zona, para empréstimos a 12 e 15 anos, de todos os sistemas considerados viáveis na

Tabela 9.

A nível da análise da TIR, que diz que um projecto é viável se o valor de TIR for superior ao valor da

taxa de juro real, verifica-se que alguns dos sistemas que não foram considerados viáveis apresentam valores de

TIR superiores à taxa de juro real, mas apenas para quando esta é de 1 e de 2% e quando o tempo de vida útil é

de 25 anos (poucos apresentam TRI válidas para tempos de vida de 20 e 15 anos). Assim, esses sistemas não

foram considerados viáveis visto que não o eram para todas as taxas de juro real consideradas.

75

Tabela 9: Sistemas viáveis e não viáveis havendo financiamento de 50, 75 e 100% do investimento inicial, para todas as zonas, para 25 anos de vida útil dos projectos.

Viável Zona 1 Viável Zona 2 Viável Zona 3 Financiamento 50%

Monocristalino 1,7–1,8 kW NÃO NÃO NÃO Monocristalino 3,4–3,7 kW NÃO NÃO NÃO Monocristalino 4–4,3 kW NÃO NÃO NÃO Policristalino 1,7–1,8 kW NÃO NÃO NÃO Policristalino 3,4–3,7 kW NÃO NÃO NÃO

Seg Mono 1,7–1,8 kW SIM SIM SIM Seg Mono 3,4–3,7 kW NÃO SIM SIM Seg Poli 1,7–1,8 kW NÃO NÃO NÃO Seg Poli 3,4–3,7 kW NÃO SIM SIM Financiamento 75%

Monocristalino 1,7–1,8 kW NÃO NÃO NÃO Monocristalino 3,4–3,7 kW NÃO NÃO NÃO Monocristalino 4–4,3 kW NÃO NÃO NÃO Policristalino 1,7–1,8 kW NÃO NÃO NÃO Policristalino 3,4–3,7 kW NÃO NÃO NÃO

Seg Mono 1,7–1,8 kW NÃO SIM SIM Seg Mono 3,4–3,7 kW NÃO NÃO NÃO Seg Poli 1,7–1,8 kW NÃO NÃO NÃO Seg Poli 3,4–3,7 kW NÃO NÃO NÃO

Financiamento 100% Monocristalino 1,7–1,8 kW NÃO NÃO NÃO Monocristalino 3,4–3,7 kW NÃO NÃO NÃO Monocristalino 4–4,3 kW NÃO NÃO NÃO Policristalino 1,7–1,8 kW NÃO NÃO NÃO Policristalino 3,4–3,7 kW NÃO NÃO NÃO

Seg Mono 1,7–1,8 kW NÃO NÃO NÃO Seg Mono 3,4–3,7 kW NÃO NÃO NÃO Seg Poli 1,7–1,8 kW NÃO NÃO NÃO Seg Poli 3,4–3,7 kW NÃO NÃO NÃO

Tabela 10: Ganhos dos sistemas havendo financiamento de 50, 75 e 100% do investimento inicial, para todas as zonas, e considerando empréstimos de 12 e 15 anos, para 25 anos de vida útil dos projectos.

Zona 1 Zona 2 Zona 3 TRI (anos) Ganhos (EUR) TRI (anos) Ganhos (EUR) TRI (anos) Ganhos (EUR)

Emp 12

Emp 15

Emp 12 Emp 15 Emp 12

Emp 15

Emp 12 Emp 15 Emp 12

Emp 15

Emp 12 Emp 15

F 50% SM

1,7-1,8 8 7 15863,4 15499 7 7 18265,8 17901,4 7 6 20187,7 19823,3

SM 3,4-3,7

8 8 23213,4 22577,9 8 8 25638,9 25003,4

SP 3,4-3,7

8 8 22203,5 21623,7 8 7 24461,6 23881,8

F 75% SM

1,7-1,8 8 8 14760,1 14213,6 8 7 16682 16135,5

76

Tabela 11: TIR (%) para diferentes valores de taxa de juro real (%), para todos os sistemas analisados, com recurso a empréstimos à banca.

Taxa interna de rendibilidade (%)

Empréstimos a 12 anos Empréstimos a 15 anos

25 anos 20 anos 15 anos 25 anos 20 anos 15 anos


1 2 3 1 2 3 1 2 3


1 2 3 1 2 3 1 2 3

Zona 1 Zona 1

F 50% F 50%

SM 1,7-1,8

7,93 7,71 7,49 5,29 5,02 4,75 SM

1,7-1,8 8,5 8,26 8,03 6,06 5,78 5,5

SM 3,4-3,7

2,08 SM

3,4-3,7 2,48 2,23

F 75% F 75%

SM 1,7-1,8

3,57 3,35 3,13 SM

1,7-1,8 4,25 4,01 3,77

Zona 2 Zona 2

F 50% F 50%

SM 1,7-1,8

10 9,78 9,55 7,8 7,54 7,27 2,7 2,34 P

3,4-3,7 1,41

SM 3,4-3,7

5,52 5,3 5,08 2,25 1,97 SM

1,7-1,8 10,6 10,4 10,1 8,59 8,31 8 4,05 3,7 3,33

SP 3,4-3,7

6,15 5,93 5,71 3,06 2,78 SM

3,4-3,7 6,04 5,8 5,56 2,99 2,69

F 75% SP

1,7-1,8 1

SM 1,7-1,8

6 5,78 5,57 2,7 2,42 SP

3,4-3,7 6,68 6,45 6,22 3,81 3,52 3,2

SP 3,4-3,7

1,39 F 75%

F 100% SM

1,7-1,8 6,78 6,55 6,32 3,81 3,52 3,2

SM 1,7-1,8

1,35 SM

3,4-3,7 1

SP

3,4-3,7 1,75

F 100%

SM

1,7-1,8 2,08 1,83

Zona 3 Zona 3

F 50% F 50%

P 3,4-3,7

2,82 2,59 P

3,4-3,7 3,25 3,01

SM 1,7-1,8

11,6 11,33 11,1 9,65 9,38 9,12 5,13 4,79 4,6 SM

1,7-1,8 12,2 12 11,7 10,4 10,2 9,9 6,42 6,1 5,72

SM 3,4-3,7

6,87 6,64 6,42 3,97 3,69 3,41 SM

3,4-3,7 7,41 7,18 6,95 4,72 4,43 4,2

SP 1,7-1,8

2,53 2,3 SP

1,7-1,8 2,95 2,7

SP 3,4-3,7

7,49 7,27 7,05 4,74 4,47 4,2 SP

3,4-3,7 8,04 7,81 7,58 5,51 5,22 4,9

F 75% F 75%

SM 1,7-1,8

7,77 7,55 7,33 4,96 4,69 4,42 SM

1,7-1,8 8,61 8,37 8,41 6,1 5,88 5,5

SM 3,4-3,7

2,28 2,05 SM

3,4-3,7 2,89 2,64

SP 3,4-3,7

3,04 2,82 SP

3,4-3,7 3,69 3,45 3,21

F 100% F 100%

SM 1,7-1,8

3,49 3,07 3,06 SM

1,7-1,8 4,37 4,14 3,9

77

O seguidor monocristalino de 1,7–1,8 kW é o único que apresenta viabilidade para 2 valores de

financiamento (50 e 75%), mas apenas nas zonas 2 e 3 e é o único que apresenta viabilidade em todas as zonas

em estudo (embora na zona 1 a apresente apenas para financiamentos de 50%). É também este sistema que

apresenta os TRI mais baixos e o VAL mais elevado. Uma vez mais, o facto de aumentar o valor da radiação, vai

tornar mais rentáveis os sistemas, apesar dos encargos com os pagamentos das amortizações do empréstimo

bancário. Tal como no caso de não existir financiamento da banca, os sistemas seguidores são os mais rentáveis,

apesar dos investimentos iniciais mais elevados levarem a empréstimos e juros superiores aos dos restantes

sistemas. O seguidor monocristalino de 3,4–3,7 kW apresenta os ganhos mais elevados para 50 e 75% de

financiamento, nas zonas 2 e 3 (as únicas em que é viável).

Os empréstimos a 15 anos são os que apresentam TRI mais baixos, mas os ganhos são mais elevados no

caso dos empréstimos a 12 anos. Isto deve-se ao facto de os empréstimos a 15 anos apresentarem juros mais

baixos, o que gera fluxos financeiros mais elevados, uma vez que as despesas anuais são menores, mas esses

juros irão durar mais tempo do que num empréstimo a 12 anos, assim, quanto maior for o tempo de empréstimo

menores são as prestações anuais a pagar, mas serão pagas durante mais tempo, logo, no final do tempo de vida

do sistema, os ganhos serão menores quanto maior for a duração do empréstimo.

No Anexo 5 estão os gráficos representativos do fluxo financeiro e do VAL dos sistemas que

apresentam viabilidade recorrendo a financiamentos, tendo em conta o TRI e os ganhos. As Figuras 66 a 69

representam o sistema seguidor monocristalino de 1,7–1,8 kW, pelo facto de ser o único a apresentar viabilidade

nas 3 zonas referidas.

-20000

-15000

-10000

-5000

0

5000

10000

15000

20000

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 25 26

Anos

EU

R

Emp_12anos_TA=99% Emp_12anos_TA=98%Emp_12anos_TA=97% Emp_15anos_TA=99%Emp_15anos_TA=98% Emp_15anos_TA=97%

Figura 66: Cashflow do sistema seguidor monocristalino de 1,7–1,8 kW, zona 3, financiamento 50%.

78

0

20000

40000

60000

80000

100000

120000

140000

160000

180000

1 2 3


VA

L (

EU

R)

Emp_12anos_VAL(25anos)






Figura 67: VAL a 25, 20 e 15 anos de sistema seguidor monocristalino de 1,7–1,8 kW, zona 3, financiamento 50%.

-20000

-15000

-10000

-5000

0

5000

10000

15000

20000

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 25 26

Anos

EU

R



-20000

0

20000

40000

60000

80000

100000

120000

1 2 3


VA

L (

EU

R)







Figura 69: VAL a 25, 20 e 15 anos do sistema seguidor monocristalino de 1,7–1,8 kW, zona 3, financiamento 75%.

79

Os dados anteriores dizem respeito a preços de remuneração de energia eléctrica produzida pelos PVs

muito

superiores ao custo da energia eléctrica comprada à rede. A questão que se coloca é até onde pode essa

remuneração baixar de modo a manter os TRI em valores aceitáveis. Partindo dos actuais 0,38 EUR/kWh

garantidos nos primeiros 8 anos de projecto e dos 0,24 EUR/kWh nos 7 anos seguintes, assumindo que o valor

do kWh da rede se mantém nos actuais 0,1326 EUR, não havendo financiamento por parte da banca e

diminuindo sucessivamente o valor da remuneração (mantendo a proporção de preços entre os dois períodos)

verifica-se que o TRI aumenta. Considerando o caso concreto do sistema seguidor monocristalino de 3,4–3,7 kW

(na zona 3), os valores mínimos de remuneração que mantêm o seu TRI em valores aceitáveis para 25, 20 e 15

anos de vida útil, são de 0,35 EUR/kWh no primeiro período e de 0,18 EUR/kWh no segundo período, mas

apenas para taxas de juro real iguais ou inferiores a 4% (para taxas de 6 a 8% apenas os sistemas com vida útil de

20 e 25 anos são viáveis e, para taxas até 10%, apenas existe viabilidade para sistemas com vida útil de 25 anos).

Os valores mais baixos possíveis de remuneração que podem existir, de modo a que o TRI ocorra em

tempo útil, são de 0,29 e de 0,14 EUR/kWh, sendo a viabilidade dos PVs neste caso apenas garantida para

sistemas com 20 e 25 anos de vida útil, para taxas de juro real iguais ou inferiores a 6% (sendo que a viabilidade

deste sistema, a uma taxa de juro real de 6%, apenas se verifica para 25 anos de vida útil). Na Tabela 12 estão

representados os TRI para os novos valores de remuneração, a cada uma das taxas de juro real consideradas, para

o sistema seguidor monocristalino de 3,4–3,7 kW.

Tabela 12: TRI para o sistema seguidor monocristalino de 3,4–3,7 kW, havendo diminuição no valor da remuneração da energia eléctrica produzida pelos PVs, para várias taxas de juro real.

TRI (anos)

Taxa de juro real

(%) 0,35 e 0,18 EUR/kWh 0,29 e 0,14 EUR/kWh

0 6 7

2 6 8

4 7 8

6 7 8

8 7 -

10 7 -

81

6. Casos de estudo

6.1. Instalação de painéis fotovoltaicos no campus do ISEC Este estudo é relativo à instalação de PVs para produção de energia eléctrica para injectar na rede

interna do Instituto Superior de Engenharia de Coimbra (ISEC). Os painéis PV serão colocados em algumas das

fachadas dos diferentes departamentos do ISEC por cima das zonas envidraçadas de modo a criar palas de

sombreamento. Os locais escolhidos para aplicação destes sistemas foram seleccionados tendo em conta as

plantas do campus do ISEC e uma visita técnica efectuada para definição dos mesmos.

O orçamento apresentado inclui o valor relativo a todo o equipamento e montagem do sistema

escolhido, desenvolvimento e realização de todo o projecto, engenharia de projecto, gestão e planeamento,

transporte, instalação, concepção e colocação em serviço. Serão instalados 374 painéis PV de 230 Wp cada. O

valor do referido orçamento é de 495206,34 EUR, com IVA (a 13%) incluído. O preço dos painéis é de 211609,2

EUR (sem IVA), o que dá 565,8 EUR por painel. Como cada painel tem 230 Wp, significa um custo de 2,46

EUR/Wp.

A estimativa de produção anual dos sistemas PV, fornecida pela empresa responsável pela realização da

instalação, apresenta-se na Figura 70.

5822,66070,3

9101,6

11289,4

13297,313250

12208,411897,5

10052,810568,7

6643,46285,8

0

2000

4000

6000

8000

10000

12000

14000

Jan Fev Mar Abr Mai Jun Jul Ago Set Out Nov Dez

En

erg

ia f

orn

ec

ida

pe

los

sis

tem

as

PV

(kW

h)

Figura 70: Produção total estimada dos sistemas PV a instalar no ISEC.

Pela análise do gráfico da Figura 70, verifica-se que a produção total anual de energia será de 116487,8

kWh. Destaque para a elevada produção de energia prevista para o mês de Março, que não corresponde à

distribuição típica da produção PV. Isto pode ficar a dever-se ao facto dos dados existentes no programa de

simulação utilizado para efectuar esta previsão de produção terem sido recolhidos no mês de Março de

determinado ano que apresentou uma radiação solar acima do normal.

Pretende-se, com a instalação destes sistemas, que toda a energia produzida seja injectada apenas na

rede interna do ISEC e que não haja injecção de energia na rede pública. Pretende-se ainda determinar a

82

poupança na factura da energia eléctrica proporcionada pela instalação do referido sistema e o tempo de retorno

do investimento efectuado. Este projecto será parcialmente financiado, podendo esse financiamento variar entre

60 e 90%.

Para realizar este estudo foram analisadas as facturas de electricidade relativas a 2010 e calculou-se a

potência média consumida em cada período horário (horas cheias, vazio normal, super vazio e horas de ponta) de

acordo com o tarifário existente, determinando-se posteriormente o seu valor médio mensal e, com estes dados,

estabeleceram-se gráficos de consumos para cada mês do ano. Posteriormente realizou-se um estudo dos dados

fornecidos pelo software SolTerm para Coimbra, do qual constam valores de radiação solar horária para todos os

dias do ano, segundo as orientações horizontal e vertical. A partir desse estudo foi calculada a radiação solar

média eficaz ortogonal aos painéis PV (Ref) para cada mês, com base na Equação 6.1 (deduzida no Anexo 6),

onde Rh representa a radiação horizontal medida pelo sensor vertical voltado a Sul, Rv é a radiação vertical

medida pelo sensor horizontal e � é o ângulo de inclinação dos painéis PV em relação à horizontal.

��

��

��

��

�

��

��

��

��

�−−⋅

=

h

v

h

vh

ef

R

Rarctg

R

RarctgR

R

cos

90cos β

(6.1)

Para aplicar a Equação 6.1 é necessário determinar o ângulo � óptimo, considerando-se para esse efeito

os possíveis valores entre 15º e 60º e, para todos eles, calculou-se o valor da radiação eficaz ortogonal aos

painéis. A partir desta análise foi possível determinar o ângulo que maximiza a radiação, correspondendo este a

38º. A Figura 71 mostra a variação da radiação média anual em função de �.

202

204

206

208

210

212

214

216

218

220

222

0 10 20 30 40 50 60 70

Ângulo de Inclinação dos Painéis Fotovoltaicos

Rad

iaçã

o M

édia

Anu

al (W

/m2 )

Ângulo óptimo: 38ºIntervalo óptimo: 34º-42º

Figura 71: Variação da radiação média anual em função de �, na cidade de Coimbra.

Foram também representados graficamente os valores da variação da radiação média em função de �

para cada estação do ano, evidenciando a necessidade de se ajustar o ângulo de inclinação dos painéis ao longo

do ano se se pretender aumentar a sua produção.

83

205

210

215

220

225

230

235

240

0 10 20 30 40 50 60 70


Rad

iaçã

o M

édia

Pri

mav

era

(W

/m2 )


0

50

100

150

200

250

300

350

0 10 20 30 40 50 60 70


Rad

iaçã

o M

édia

Ver

ão (

W/m

2 )


170

175

180

185

190

195

200

205

210

0 10 20 30 40 50 60 70


Rad

iaçã

o M

édia

Out

ono

(W/m

2 )


0

20

40

60

80

100

120

140

160

180

0 10 20 30 40 50 60 70


Rad

iaçã

o M

édia

In

vern

o (W

/m2 )


Figura 72: Variação da radiação média em cada estação do ano em função de �, na cidade de Coimbra.

84

Considerando um ângulo de inclinação fixo de 38º (ângulo óptimo para sistemas fixos), determinou-se a

radiação média para cada mês do ano, que se apresenta na Figura 73.

0

100

200

300

400

500

600

700

800

900

1000

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23

Horas

Rad

iação

so

lar

(W/m

2)

Jan

Fev

Mar

Abr

Mai

Jun

Jul

Ago

Set

Out

Nov

Dez

Figura 73: Radiação solar média em cada mês do ano, para �=38º, em Coimbra.

Com base nos dados da Figura 70, determinou-se a potência média produzida pelos sistemas PV em

cada mês que, depois de correlacionada com a radiação média diária normalizada (p.u.) para cada mês, permitiu

determinar a potência média mensal produzida em cada hora (i.e., variação média diária da potência).

Considerando a potência produzida pelos PVs e o preço do kWh para cada período tarifário, determinou-se a

poupança (em EUR) para cada hora de cada período e, posteriormente, a poupança mensal. Na Tabela 13,

apresentam-se os consumos de energia, a respectiva potência média e a despesa mensal (em EUR) na instalação

do ISEC, bem como a energia produzida, a respectiva potência média e a poupança mensal (em EUR) que

advém da produção fotovoltaica.

Tabela 13: Dados de consumo da instalação e da produção PV.

Consumo na instalação Produção PV

Mês Energia (kWh) Pmédia (kW) Despesa (EUR)

Energia (kWh) Pmédia (kW) Poupança

(EUR)

Janeiro 81857 147,16 6695,68 6285,80 8,45 541,80

Fevereiro 122352 156,00 10048,13 6643,40 9,89 573,36

Março 109554 153,15 9076,86 10568,70 14,21 906,57

Abril 98132 125,50 8179,09 10052,80 13,96 875,88

Maio 94095 123,90 7898,35 11897,50 15,99 1031,39

Junho 98572 125,32 8297,86 12208,40 16,96 1051,87

Julho 100217 130,82 6221,28 13250,00 17,81 1143,04

Agosto 71083 92,38 5820,60 13297,30 17,87 1159,21

Setembro 81336 104,31 6780,92 11289,40 15,68 992,57

Outubro 93072 123,09 7714,86 9101,60 12,23 784,32

Novembro 106887 136,06 8883,85 6070,30 8,43 524,46

Dezembro 125746 165,16 10431,74 5822,60 7,83 500,85

Os valores mensais da potência média consumida na instalação, da potência média produzida pelos

sistemas PV e os valores de radiação solar média estão representados na Figura 74.

85

Janeiro

0

100

200

300

400

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23

Hora

Pot

ênci

a M

édia

(kW

)

0

100

200

300

400

500

600

700

800

900

1000

Rad

iaçã

o S

olar

(W

/m2 )

Potência Média AbsorvidaPotência Média ProduzidaRadiação Solar Média

Fevereiro

0

100

200

300

400

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23Hora

Pot

ênci

a M

édia

(kW

)

0

100

200

300

400

500

600

700

800

900

1000

Rad

iaçã

o S

olar

(W

/m2 )


Março

0

100

200

300

400

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23Hora

Pot

ênci

a M

édia

(kW

)

0

100

200

300

400

500

600

700

800

900

1000

Rad

iaçã

o S

olar

(W

/m2 )


Abril

0

100

200

300

400

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23Hora

Pot

ênci

a M

édia

(kW

)

0

100

200

300

400

500

600

700

800

900

1000

Rad

iaçã

o S

olar

(W

/m2 )


Maio

0

100

200

300

400

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23Hora

Potê

ncia

Méd

ia (

kW)

0

100

200

300

400

500

600

700

800

900

1000

Rad

iaçã

o So

lar

(W/m

2 )


Junho

0

100

200

300

400

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23Hora

Potê

ncia

Méd

ia (

kW)

0

100

200

300

400

500

600

700

800

900

1000

Rad

iaçã

o S

olar

(W

/m2 )


86

Julho

0

100

200

300

400

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23Hora

Potê

ncia

Méd

ia (

kW)

0

100

200

300

400

500

600

700

800

900

1000

Rad

iaçã

o S

olar

(W

/m2 )


Agosto

0

100

200

300

400

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23Hora

Pot

ênci

a M

édia

(kW

)

0

100

200

300

400

500

600

700

800

900

1000

Rad

iaçã

o S

olar

(W

/m2 )


Setembro

0

100

200

300

400

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23Hora

Pot

ênci

a M

édia

(kW

)

0

100

200

300

400

500

600

700

800

900

1000

Rad

iaçã

o S

olar

(W

/m2 )


Outubro

0

100

200

300

400

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23Hora

Pot

ênci

a M

édia

(kW

)

0

100

200

300

400

500

600

700

800

900

1000

Rad

iaçã

o S

olar

(W

/m2 )


Novembro

0

100

200

300

400

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23Hora

Pot

ênci

a M

édia

(kW

)

0

100

200

300

400

500

600

700

800

900

1000

Rad

iaçã

o S

olar

(W

/m2 )


Dezembro

0

100

200

300

400

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23Hora

Pot

ênci

a M

édia

(kW

)

0

100

200

300

400

500

600

700

800

900

1000

Rad

iaçã

o S

olar

(W

/m2 )


Figura 74: Estimativa da potência média consumida na instalação, potência média produzida pelos sistemas PV e radiação solar média, para cada mês do ano, nos campus do ISEC.

Pela análise dos gráficos da Figura 74 e dos dados da Tabela 13, verifica-se que a potência produzida

pelos PVs é inferior à totalidade da potência consumida no ISEC, sendo esta totalmente consumida pela rede

interna do Instituto, cumprindo desta forma a obrigatoriedade que tinha sido imposta de não haver injecção de

energia na rede pública. O total de poupanças anuais é de 10085,3 EUR. Consoante seja pago pelo ISEC 10, 20,

30 ou 40% do investimento, o TRI será de 4,91, 9,82, 14,73 ou 19,64 anos, respectivamente. A aplicação destes

87

sistemas será viável havendo financiamento de 80 ou 90% do investimento inicial. Doutra forma não o é, uma

vez que o investimento é demasiado elevado e não são gerados TRI aceitáveis.

Para além das poupanças na factura de energia eléctrica anteriormente quantificadas, a aplicação destes

sistemas vai criar uma estrutura de sombreamento que ajudará a reduzir a necessidade de arrefecimento dos

espaços com janelas voltadas a Sul e a Oeste, contribuindo este aspecto também para a poupança de

electricidade, uma vez que reduz a necessidade de arrefecimento do ar interior através de aparelhos ar

condicionado o que vai contribuir, embora de forma indirecta, para a redução do consumo de electricidade, em

especial no Verão. Obtém-se assim um duplo benefício - redução da factura de electricidade e melhoramente do

comportamento térmico dos edifícios.

6.2. Sistema PV autónomo vs gerador diesel, para instalação numa

zona remota de Angola Nesta secção, apresenta-se uma comparação entre um sistema PV autónomo com baterias de gel e um

gerador diesel, do ponto de vista energético e económico, para instalação numa zona remota sem qualquer

ligação à rede eléctrica em Angola.

Na análise seguinte, considera-se um sistema PV com 3,7 kW de potência, um gerador diesel com 2,2

kW de potência máxima e um tempo de vida útil para ambos de 20 anos. Admite-se que, ao longo deste tempo,

será necessário substituir as baterias do sistema PV uma vez, aos 10 anos de vida útil (embora alguns fabricantes

defendam que o tempo de vida máximo destas baterias é de 5 anos, a empresa responsável pela elaboração do

orçamento deste sistema considerou o tempo de vida como sendo de 10 anos, deste modo foi esse o valor

considerado para efeitos de cálculo). Assume-se ainda que a carga diária do gerador é de 2,2 kW durante 8 horas

e de 1,1 kW durante as restantes 16 horas. Para o sistema PV considera-se uma média de 8 horas de Sol por dia,

das 9h00 às 17h00. Na Figura 75, apresentam-se dois possíveis cenários de distribuição de consumo da energia

produzida. Durante o dia deve-se produzir energia suficiente para alimentar as cargas diurnas e,

simultaneamente, carregar as baterias com energia suficiente para que estas, durante a noite, alimentem as cargas

nocturnas.

No primeiro cenário apresentado na Figura 75, considera-se o sistema PV a fornecer 50% da potência

nominal durante 8 horas, usando os restantes 50% para carregar as baterias para posterior uso durante as

restantes 16 horas do dia. No segundo cenário, considera-se um fornecimento de 25% da potência nominal

durante 8 horas de dia e 8 horas de noite, sendo os restantes 50% fornecidos durante 8 horas de noite. No

primeiro cenário, a potência fornecida é repartida igualmente entre o fornecimento directo e através das baterias.

No segundo cenário, as baterias irão fornecer 75% da potência total diária do sistema, assim, durante as horas de

Sol, serão apenas consumidos 25% da energia produzida, para permitir que as baterias sejam carregadas de modo

a suprir as necessidades de consumo fora das horas de Sol.

88

Figura 75: Diagramas de distribuição do consumo da potência produzida para dois cenários diferentes.

Nas Tabelas 14 e 15, apresentam-se os dados dos dois sistemas em estudo.

Tabela 14: Dados relativos ao sistema PV autónomo [152].

Sistema PV autónomo

Tecnologia Policristalina

Potência 230 W

Tensão nominal 37,46 V

Área 1,625 m2

Preço individual 518,63 EUR

Rendimento 15,8 %

Número de painéis 16

Potência total 3,7 kW

Área total 25,9 m2

Características dos painéis

Preço total 8298,08 EUR

Rendimento 96 % Características do inversor Preço 2323,46 EUR

Regulador de carga Preço 1780,78 EUR

Tensão 2 V

Taxa de armazenamento 20 horas

Capacidade 600 Ah

Preço unitário 474,8 EUR

Número de baterias 24

Tensão total 48 V

Características das baterias

Preço total 11395,2 EUR

Custos fixos 2880,73 EUR

Preço total do sistema 26678,25 EUR

Custos de manutenção (troca das baterias aos 10 anos de vida útil do

sistema)

11395,2 EUR

Radiação solar média anual

2427 kWh/m2/ano [153]

Período de produção de energia

8 horas

Energia produzida anualmente

9535,97 kWh

89

Tabela 15: Dados relativos ao gerador diesel [154].

Gerador diesel

Potência máxima 2,2 kW

Potência nominal 2 kW

Preço 1397 EUR

Com incentivo governamental

0,308 EUR/litro Preço do combustível

(*) Sem incentivo governamental

0,770 EUR/litro [155]

Consumo de combustível 0,93 litro/hora

Período de produção de energia 24 horas

Plena carga 2920 horas Funcionamento anual

Meia carga 5840 horas

Energia produzida 12848 kWh/ano


2444,04 EUR Custos anuais com

combustível Sem incentivo governamental

6273,05 EUR

Custos de manutenção 209,55 EUR/ano

Custos de instalação 69,85 EUR


0,19 EUR/kWh Preço da energia

produzida considerando apenas

as despesas em combustível

Sem incentivo governamental

0,49 EUR/kWh


0,32 EUR/kWh Preço da energia

produzida considerando o custo total do gerador ao longo de 20 anos

Sem incentivo governamental

0,61 EUR/kWh

(*) Despreza-se o custo acrescido devido ao transporte do combustível para a zona de consumo.

De modo a haver uma comparação da evolução financeira dos dois sistemas, considerou-se que o preço

para a energia eléctrica produzida pelo sistema PV (Kc) equivale ao preço da energia produzida pelo gerador

diesel ao longo do período de análise considerado (20 anos). Este último obtém-se dividindo o custo total do

gerador diesel, incluindo o custo inicial (Ki), custos de manutenção anual (Km) e despesas anuais em combustível

(Kc), pela energia total produzida (EG), de acordo com a Equação 6.2.

G

cmic

E

KKKK

++= (6.2)

A viabilidade económica de cada uma das anteriores alternativas realizou-se através do cálculo do TRI.

Foram ainda determinados os fluxos financeiros para as diferentes TA (determinadas considerando a variação da

taxa de juro real entre 1 e 3%), no decorrer dos 20 anos de vida dos sistemas, o que permitiu determinar os

tempos de retorno e os ganhos dos mesmos. As Figuras 76 e 77 mostram o fluxo financeiro e o TRI para os dois

sistemas considerados.

90

-60000

-50000

-40000

-30000

-20000

-10000

0

10000

20000

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21

Anos

EU

R

PV_TA=99% PV_TA=98% PV_TA=97%

G_TA=99% G_TA=98% G_TA=97%

Figura 76: Cashflow dos dois sistemas, considerando o preço do combustível de 0,308 EUR/litro.

-143000

-93000

-43000

7000

57000

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21

Anos

EU

R

PV_TA=99% PV_TA=98% PV_TA=97%

G_TA=99% G_TA=98% G_TA=97%

Figura 77: Cashflow dos dois sistemas, considerando o preço do combustível de 0,77 EUR/litro.

Pela análise dos gráficos do fluxo financeiro verifica-se que o sistema PV apresenta ganhos, e o TRI

ocorre por volta do ano 4 de projecto (com incentivos para o combustível) e do ano 2 (sem incentivos para o

combustível). O sistema com gerador tem fluxos financeiros sempre negativos, uma vez que durante todo o seu

tempo de vida apresenta despesas com combustível e manutenção. Considerando apenas o sistema PV

isoladamente, nas condições apresentadas, este apenas seria viável para preços de energia não havendo

incentivos para o combustível, mas uma vez que em estudo está a comparação dos dois sistemas, o sistema PV

apresenta-se como a solução mais viável nas duas situações consideradas.

91

7. Programas de simulação e dimensionamento de

sistemas PV

Os primeiros programas foram desenvolvidos nos Estados Unidos e os que actualmente se encontram

no mercado utilizam diferentes metodologias. A seguir é apresentada uma breve descrição dos programas de

simulação e dimensionamento existentes.

� SolTerm: O SolTerm é um programa de análise de desempenho de sistemas solares (v5.0: térmicos e

fotovoltaicos), especialmente ajustado às condições climáticas e técnicas de Portugal. As informações são

armazenadas segundo categorias, algumas em bancos de dados que podem ser geridos e expandidos pelo

utilizador. O SolTerm traz já consigo na instalação dados meteorológicos de cada um dos 308 concelhos de

Portugal e os dados dos colectores e “kits” de tecnologia solar térmica, que à data de lançamento da versão

estejam ensaiados e certificados segundo regras europeias.

O software disponibiliza também análise económica e cálculo do tarifário do regime de incentivos à

electricidade a partir de fontes renováveis. O programa produz relatórios da climatologia, das análises de

desempenho energético, das análises económicas e constituiu-se como referência para cálculo de incentivos

governamentais à energia solar. Actualmente é o software a ser utilizado na contabilização da contribuição de

sistemas de energias renováveis para o balanço energético de edifícios, no contexto do Sistema de Certificação

de Edifícios, com o qual esta versão 5 foi especificamente compatibilizada [156].

� PV F-CHART: O PV F-CHART é um abrangente programa de projecto e análise de sistemas PV.

Este fornece estimativas de desempenho mensal para cada hora do dia. Os cálculos utilizam as variações das

radiações e das cargas. O programa possui dados climáticos de mais de 300 localizações e permite a adição de

mais dados, é de funcionamento rápido e apresenta dados de saída gráficos e numéricos [157].

� Fdim: O Fdim tem uma interface fácil e amigável, realiza cálculos com uma base diária através do

método de balanço energético, não possui dados de nenhum dos componentes constituintes do sistema PV mas

possui dados de radiação para localidades de Espanha com valores médios mensais obtidos do “Atlas de

Radiación" do Instituto Nacional de Meteorologia. Permite simular sistemas PV autónomos e foi lançado em

1999 [4].

� FV-Expert: O FV-Expert realiza a simulação de sistemas PV autónomos e ligados à rede. Não possui

dados dos elementos constituintes de um sistema PV, tendo que ser o utilizador a inserir características técnicas

destes componentes. Possui um mapa interactivo de Espanha e a versão completa inclui dados de diferentes

países. Foi desenvolvido no Centro de Estudos de Energia Solar da Espanha em 2000 [4].

92

� SolSim: O programa SolSim é uma ferramenta para simulação, análise e optimização de sistemas PV

ligados à rede e autónomos híbridos, e permite a combinação com geradores eólicos, biomassa e biogás. Não tem

dados de valores de radiação e está disponível apenas em alemão [4].

� Homer: Foi desenvolvido e apresentado em 2000. Simula sistemas ligados à rede, autónomos ou

híbridos, combinando diferentes tipos de geração (eólica, biogás, micro-turbinas, etc.). Permite a optimização de

parâmetros técnicos específicos assim como resultados detalhados de cada configuração do sistema [4].

� RETScreen 2000: O RETScreen é um programa de análise para projectos de energias renováveis

desenvolvido em Microsoft Excel. Este programa engloba as áreas fotovoltaica, eólica, pequenas centrais

hidroeléctricas, aquecimento solar de ar e água, biomassa e bombas geotérmicas. Na área PV permite determinar

custos de produção de energia e redução de gases emitidos para sistemas ligados à rede, sistemas autónomos e

bombeamento de água. As configurações de sistemas híbridos simples também podem ser avaliadas [4].

� PVS 2001: O PVS 2001 é um programa de simulação e análise de sistemas PV. Utiliza-se para a

simulação de sistemas autónomos ou ligados à rede e permite optimizar as inclinações dos módulos [4].

� SlDIM: O programa SIDIM pode ser utilizado para a simulação de sistemas ligados à rede e de

sistemas autónomos. Tem dados de módulos, baterias, inversores e gera uma lista detalhada de produtos e preços

[4].

� Solem: O SolEm é um programa que permite simular sistemas PV, foi colocado no mercado no ano

2001, é baseado numa folha de Microsoft Excel e permite uma análise detalhada de sistemas ligados à rede.

Utiliza código aberto, onde o utilizador pode adaptar o programa às suas necessidades, implementa componentes

que permitem ao utilizador um entendimento dos cálculos e um editor de sombras para diferentes percentagens

de sombra nos meses do ano e para distintos ângulos. Contém uma base de dados para 120 localidades de países

europeus [4].

� Design Pro: Está disponível em três modelos diferentes de simulação: para sistemas PV autónomos,

sistemas ligados à rede e sistemas de bombagem. Contém dados de mais de 2000 lugares no mundo inteiro e

apresenta também uma base de dados com informação sobre inversores, baterias e módulos [4].

� Sol Pro: Este programa está disponível desde 1998 e é muito conhecido e utilizado para a análise e

simulação de sistemas autónomos e ligados à rede, além de se encontrar em vários idiomas. Permite estudar a

configuração de vários geradores e possui uma ampla base de dados de módulos, baterias, inversores e

geradores. Permite a criação de diferentes perfis de carga para cada elemento e possui um gerador de sombras

[4].

� PVSYST: O PVSYST foi desenvolvido em 1991 e permite trabalhar com diferentes níveis de

complexidade, desde um estágio inicial de representação até um sistema detalhado de simulação. Apresenta

93

também uma ferramenta adicional, tridimensional, que tem em conta as limitações do horizonte e de objectos

que possam criar sombras sobre os painéis PV [4].

� SolarPro: Este programa está disponível em inglês e japonês e é um dos poucos produtos que

considera as sombras do horizonte e o bloqueio de radiação por corpos criados pelo utilizador. Através de uma

animação tridimensional da trajectória diária do Sol e com ferramentas para desenhar objectos tridimensionais,

permite considerar a geração de sombras sobre determinadas superfícies. A versão em inglês está limitada a

sistemas ligados à rede, a versão em japonês permite fazer simulações para sistemas autónomos assim como a

integração com colectores solares térmicos. O programa está equipado com dados de radiação de 1600 lugares

em 151 países [4].

� Hybrid2: Em 1996 foi apresentada a primeira versão do Hybrid2. A função principal deste programa

é a simulação detalhada de sistemas híbridos, diferenciando-se principalmente no que respeita ao Homer no

refinamento do sistema e propriedades adicionais. O programa mostra em pormenor a configuração do sistema e

a simulação pode ser feita em base horária ou minuto a minuto. Possui uma base de dados que contém 150 tipos

de geradores eólicos, módulos PV, baterias e geradores diesel [4].

� Inseldi 7.0: É um dos programas mais antigos no mercado. A nova versão deste programa foi

projectada para permitir a inclusão de novos blocos. Com a ajuda de um editor gráfico, o utilizador pode

construir um diagrama de blocos para a configuração da simulação do sistema desejado. Durante este processo, o

utilizador tem acesso a um grupo de bibliotecas disponíveis, que incluem cálculo da radiação, módulos,

inversores, baterias, geradores eólicos e sistemas de bombagem. Além disso, possui dados que permitem

conhecer valores médios mensais de radiação de aproximadamente 2000 locais [4].

95

8. Conclusão

Apesar de nos últimos anos se ter verificado um aumento da quantidade de electricidade produzida

através de sistemas PV, este valor é ainda extremamente inferior ao da electricidade produzida por outras fontes,

ditas convencionais, de energia. Existem vários países que se estão a afirmar no mercado mundial de PVs, outros

que iniciaram a sua entrada nesse mercado recentemente, e outros ainda que já foram grandes impulsionadores

desta fonte de energia mas que, actualmente, por diversas razões, assistiram a um decréscimo da sua relevância.

O investimento em sistemas PV é muito significativo em certos países que não dispõem de uma radiação

solar muito elevada, como é o caso da Alemanha. Porém, existem países que apresentam níveis de radiação solar

bastante elevados, mas não usam esse potencial para aproveitamento fotovoltaico. Se, por um lado, os incentivos

podem justificar a grande penetração dos PVs em países como a Alemanha e a República Checa, por outro lado,

países como a Áustria, o Canadá e o Reino Unido, que também dispõem de muitos incentivos, não estão entre os

maiores investidores em PVs a nível mundial. Tais factos, permitem concluir que não basta haver radiação solar

e/ou incentivos governamentais para que haja um grande investimento na produção solar fotovoltaica. É, acima

de tudo, necessário alcançar-se uma relação custo-rendimento, por forma a que o custo do kWh produzido seja

igual ou inferior ao da rede eléctrica, estando o mercado dos sistemas PV ainda longe desse cenário.

Actualmente, o custo médio da electricidade produzida pelos PVs, a nível mundial, situa-se entre 0,20 e 0,22

EUR/kWh. Em Portugal, no caso dos sistemas PV estudados, o valor médio do custo da electricidade produzida

é de 0,17 EUR/kWh, considerando um tempo de vida útil de 15 anos e sem degradação do rendimento dos PVs,

sendo o valor mais baixo apresentado pelos sistemas seguidores monocristalinos de potência 3,4–3,7 kW

(particularmente na zona Sul do país) e o mais elevado é o dos sistemas monocristalinos fixos de potência 3,4–

3,7 kW (particularmente na zona Norte do país). O preço do kWh da rede para a tarifa normal é de 0,1326 EUR,

ainda inferior ao custo do kWh produzido pelo melhor dos sistemas PV. Porém, a expectável massificação do

mercado destes sistemas num futuro próximo poderá conduzir a uma significativa redução do seu custo e a um

maior investimento no desenvolvimento de novos PVs com maior rendimento, o que, em última instância,

poderá viabilizar economicamente esta tecnologia sem se considerarem quaisquer tipos de incentivos. De facto,

o custo médio dos módulos PV de microprodução (até 5 kW de potência) tem vindo a decrescer

significativamente ao longo da última década, sendo actualmente de 3,1 EUR/Wp (módulos dos sistemas

estudados). A nível mundial, este valor situa-se em 2,8 EUR/Wp, tendo-se verificado na última década uma

diminuição de 51% o que, associado ao expectável aumento do seu rendimento, conduzirá inevitavelmente à

redução do custo por kWh, sendo de esperar que a médio-longo prazo seja economicamente viável o

investimento em sistemas PV sem incentivos estatais.

No que concerne ao mercado de sistemas PV de microprodução em Portugal, verificou-se que,

tipicamente, se comercializam três gamas de potência, nomeadamente, 1,7–1,8 kW, 3,4–3,7 kW e 4–4,3 kW,

estando esta última limitada a sistemas monocristalinos fixos em telhados/terraços. Obviamente que, em termos

de radiação solar incidente, a melhor zona é o Sul do país, verificando-se nesta os ganhos mais elevados e o

tempo de retorno do investimento mais curto. Em todos os sistemas analisados, o aumento da taxa de juro real

conduz à diminuição do valor actual líquido, ao aumento do tempo de retorno do investimento e à diminuição

dos ganhos, não sendo no entanto uma variação muito significativa. Por exemplo, no caso concreto de PVs

seguidores monocristalinos de 3,4–3,7 kW, instalados na zona Sul, sem financiamento bancário, para uma

96

variação de ±1 ponto percentual numa taxa de juro real de 2%, a variação do tempo de retorno do investimento é

de ±1,5 meses e a variação do ganho no final dos 20 anos de vida útil é de −1,7% (−532 EUR) e de +1,48%

(+463 EUR). De outra forma, quanto menor a taxa de juro real, melhores os resultados obtidos na análise

económica do investimento. Considerando que as características de cada sistema se mantêm inalteradas, os seus

ganhos aumentam com o aumento do tempo de vida útil, como seria de esperar. Os sistemas seguidores revelam

ser a opção mais viável, apesar do investimento inicial ser superior ao dos sistemas fixos em telhado, pois

apresentam os mais baixos tempos de retorno do investimento e os mais elevados ganhos no final do seu tempo

de vida. Porém, este tipo de sistemas, devido ao sistema de accionamento electromecânico, requer mais

manutenção, devendo esse custo também ser tido em conta.

Recorrendo ao financiamento à banca, apenas algumas opções são viáveis, nomeadamente para 50% e,

nalguns casos, 75% do investimento inicial. A opção de financiamentos de 100% do investimento inicial apenas

é viável para alguns dos sistemas em estudo, considerando um tempo de vida útil de 25 anos e taxas de juro reais

iguais ou inferiores a 2%, nas zonas de maior radiação solar. De uma forma geral, quanto mais elevado for o

financiamento da banca, menor será a rentabilidade económica do sistema. Quanto maior for o número de anos

ao longo do qual se estende o empréstimo contraído menor é o tempo de retorno do investimento, mas os ganhos

no final do tempo de vida do sistema serão mais elevados para empréstimos contraídos durante menos anos.

Com o aumento da taxa de juro verifica-se, obviamente, uma diminuição nos ganhos.

Em Portugal, de uma forma geral, o investimento em sistemas PV é viável quando se dispõe do dinheiro

para o realizar, sem recorrer à banca e, sendo o preço pago pelo kWh de electricidade produzida

significativamente superior ao preço do kWh consumido da rede. Para continuar a haver viabilidade dos sistemas

instalados, o preço do kWh poderá baixar dos actuais 0,38 EUR nos primeiros 8 anos do sistema para 0,35 EUR

e, nos 7 anos seguintes, poderá baixar dos actuais 0,22 EUR para 0,18 EUR. Se não existirem incentivos

governamentais para a venda da electricidade produzida por sistemas PV, haverá uma enorme quebra no

interesse pela sua instalação, uma vez que vez que deixarão de ser economicamente viáveis. A única forma de se

tornar o investimento nos sistemas PV atractivo, sem incentivos, será através da redução do seu preço e/ou

aumento do seu rendimento, de modo a permitir que estes sejam uma alternativa capaz de competir com outras

tecnologias de produção de electricidade.

No caso de não ser possível vender a energia produzida à rede pública, os sistemas PV podem injectar

energia na rede para consumo imediato, não beneficiando da remuneração associada à microprodução. Nestas

circunstâncias, e aos preços actuais, apenas se reduzirá a factura de energia eléctrica, sendo que o retorno do

investimento só será minimamente atractivo (10 anos) se houver uma comparticipação no investimento inicial de

pelo menos 80%, tal como se demonstrou através do caso de estudo apresentado para o campus do ISEC. Neste

tipo de solução, deve-se garantir que a energia produzida pelos PVs é inferior à consumida, de modo a não haver

injecção na rede pública, particularmente no mês de Agosto, quando existe uma menor actividade no campus do

ISEC. Neste caso concreto, as poupanças anuais estimadas são de aproximadamente 10000 EUR. Refira-se ainda

que podem haver vantagens indirectas associadas à instalação de painéis PV, como por exemplo, o

sombreamento de fachadas/janelas de edifícios, conduzindo à redução do consumo energético dos sistemas de

climatização, particularmente no Verão.

No caso particular dos sistemas PV autónomos/isolados instalados em zonas remotas, verifica-se que,

apesar do investimento inicial nos mesmos ser mais elevado do que, por exemplo, em geradores diesel, as

97

despesas que estes últimos apresentam durante todo o seu tempo de vida vão torná-los mais dispendioso do que

os primeiros. De facto, enquanto o sistema PV necessita apenas de alguma limpeza periódica e de trocar baterias

uma vez durante o seu tempo de vida útil (aos dez anos), o gerador diesel necessita de combustível e de

frequentes cuidados de manutenção, incluindo a substituição de peças. Tendo por base o custo da electricidade

produzida pelo gerador diesel, o sistema PV apresenta um tempo de retorno do investimento muito reduzido

(aproximadamente 2 anos para um sistema de 3,7 kW, considerando que não existe qualquer tipo de incentivo

governamental que leve a uma diminuição do custo do combustível usado no gerador). Como os PVs não

apresentam praticamente nenhuma despesa durante o seu tempo de vida, considera-se o custo da electricidade

produzida pelo gerador diesel como uma remuneração da energia produzida por estes, uma vez que, para a obter,

não é necessário despender mais dinheiro para além do investido inicialmente.

99

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107

Anexo 1 – Dados dos sistemas PV analisados

Tabela 16: Dados dos sistemas PV analisados [152], [158-163].

Sistemas fixos em telhado Preços com IVA (EUR)

Painéis PV Inversor CustosFixos Custo Total

Sistema Área (m2) �PV (%) �inv(%)


Sistema 1 6632,64 1051 1977,92 9661,56 12,8 14,4 93,5

Sistema 2 5288,4 1104,18 2960,6 9353,18 12,8 14,4 93,5

Valores médios 5960,00 1078 2469 9507 12,8 14,4 93,5

% do custo total 62,69 11,34 25,97


Sistema 1 5597,76 1051 1977,92 8626 12,6 13,5 93,5

% do custo total 64,89 12,18 22,93


Sistema 1 11854 1827,84 1977,92 15659,84 25,6 14,4 95,6

Sistema 2 16057,44 1827,84 1977,92 19863 22,32 18,1 95,6

Sistema 3 16974,54 1871,52 5016,23 23862,29 25,6 14,4 95,2

Sistema 4 16755,2 2814 5016,23 24585,43 19,84 18,1 95,2

Sistema 5 10576,8 1788,79 3570,8 15936 25,2 14,3 95

Sistema 6 14644,8 1873,54 3374,18 19892,52 28,62 13,1 95

Valores médios 14477 2000 3489 19966 24,5 15,4 93,5

% do custo total 72,51 10,02 17,47


Sistema 1 11195,52 1701,28 1977,92 14874 25,2 13,5 95,2

% do custo total 75,27 11,44 13,29

Monocristalino 4–4,3 kW

Sistema 1 12692,16 1836,25 3767,42 18295,83 30,72 14,4 95,6

Sistema 2 16475,4 1921 3472,49 21868,89 22,32 18,1 95,6

Valores médios 14585 1879 3620 20084 26,32 16,3 95,6

% do custo total 72,62 9,36 18,02

Sistemas Seguidores Preços com IVA (EUR)

Painéis PV Inversor CustosFixos Custo

Seguidor CustoTotal

Sistema Área (m2)

�PV (%) �inv(%)


Sistema 1 5288,4 1104,18 2418,2 2349,27 11160 12,8 14,4 95,6

Sistema 2 5927,04 1827,84 1440,32 2123,52 11318,72 12,8 14,4 93,5

Valores médios 5608 1466 1929 2271 11239 12,8 14,4 94,6

% do custo total 49,8 13 17 20,2


Sistema 1 5597,76 1051 1440,32 2123,52 10212,6 12,6 13,5 93,5

% do custo total 54,82 10,29 14,1 20,79


Sistema 1 11854,08 1827,84 1440,32 3418,24 18540 25,6 14,1 95,6

Sistema 2 14273,28 1827,84 1440,32 2503,87 20045,3 19,84 18,1 95,6

Sistema 3 10576,8 1788,79 2587,7 3773,07 18726 25,6 14,1 92,5

Sistema 4 10576,8 1836,25 2587,7 3773,07 18773,82 25,6 14,1 95,6

Sistema 5 14644,8 1921 2587,7 2761,72 21915,22 19,84 18,1 95,6

Valores médios 12385 1840 2129 3246 19600 23,3 15,7 95.5

% do custo total 63,18 9,39 10,86 16,57


Sistema 1 11195,52 1827,84 1440,32 3418,24 17881,92 25,2 13,5 95,6

% do custo total 62,6 10,2 8,1 19,1

109

Anexo 2 – Dados das 3 zonas e cálculos efectuados Tabela 17: Dados das zonas de divisão em análise e cálculos dos sistemas nas zonas respectivas.

Zona 1 Sistemas fixos em telhado

Radiação média anual (G): 1775 kWh/m2

invPVAC GAE ηη ⋅⋅⋅= EAC (kWh)

Monocristalino 1,7–1,8 kW 3059,02


Monocristalino 4–4,3 kW 7279,97

Policristalino 1,7–1,8 kW 2823,02


Zona 2








Zona 3








Zona 1 Sistemas Seguidores







Zona 2







Zona 3







111

Anexo 3 – Relação entre taxa de juro nominal, taxa

de juro real e taxa de inflação

0

5

10

15

20

25

0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20

Taxa de inflação (%)

Taxa d

e d

e J

uro

Real(

%)

Taxa de juro = 1% Taxa de juro = 2% Taxa de juro = 3% Taxa de juro = 4%

Taxa de juro = 5% Taxa de juro = 6% Taxa de juro = 7% Taxa de juro = 8%Taxa de juro = 9% Taxa de juro = 10% Taxa de juro = 11% Taxa de juro = 12%

Taxa de juro = 13% Taxa de juro = 14% Taxa de juro = 15% Taxa de juro = 16%Taxa de juro = 17% Taxa de juro = 18% Taxa de juro = 19% Taxa de juro = 20%

Figura 78: Variação da taxa de juro nominal em função da taxa de juro real e da taxa de inflação.

0

5

10

15

20

25

0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20

Taxa de juro (%)

Taxa d

e J

uro

Real

(%)

Taxa de inflação = 0% Taxa de inflação = 1% Taxa de inflação = 2% Taxa de inflação = 3%





Taxa de inflação = 20%

Figura 79: Variação da taxa de inflação em função da taxa de juro real e da taxa de juro nominal.

112

Figura 80: Representação tridimensional da variação relativa das taxas de juro nominal, real e inflação.

113

Anexo 4 – Gráficos representativos dos diversos

parâmetros financeiros

Zona 1

-10000

-7000

-4000

-1000

2000

5000

8000

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 25 26

Anos

EU

R

TA=90% TA=92% TA=94%

TA=96% TA=98% TA=100%

Figura 81: Cashflow do sistema monocristalino de 1,7–1,8 kW, zona 1.

-40000

-30000

-20000

-10000

0

10000

20000

30000

40000

50000

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10


VA

L (E

UR

)


Figura 82: VAL a 25, 20 e 15 anos do sistema monocristalino de 1,7–1,8 kW, zona 1.

114

-20000

-15000

-10000

-5000

0

5000

10000

15000

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 25 26

Anos

EU

R

TA=90% TA=92% TA=94%

TA=96% TA=98% TA=100%


-90000

-70000

-50000

-30000

-10000

10000

30000

50000

70000

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10


VA

L (

EU

R)


VAL (15 anos)

Figura 84: VAL a 25, 20 e 15 anos do sistema monocristalino de 3,4–3,7kW, zona 1.

-21000

-16000

-11000

-6000

-1000

4000

9000

14000

19000

24000

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 25 26

Anos

EU

R

TA=90% TA=92% TA=94%

TA=96% TA=98% TA=100%

Figura 85: Cashflow do sistema monocristalino de 4–4,3 kW, zona 1.

115

-80000

-30000

20000

70000

120000

170000

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10


VA

L (E

UR

)


VAL (15 anos)

Figura 86: VAL a 25, 20 e 15 anos do sistema monocristalino de 4–4,3 kW, zona 1.

-9000

-4000

1000

6000

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 25 26

Anos

EU

R

TA=90% TA=92% TA=94%

TA=96% TA=98% TA=100%

Figura 87: Cashflow do sistema policristalino de 1,7–1,8 kW, zona 1.

-40000

-30000

-20000

-10000

0

10000

20000

30000

40000

50000

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10


VA

L (

EU

R)


Figura 88: VAL a 25, 20 e 15 anos do sistema policristalino de 1,7–1,8 kW, zona 1.

116

-15000

-10000

-5000

0

5000

10000

15000

20000

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 25 26

Anos

EU

R

TA=90% TA=92% TA=94%

TA=96% TA=98% TA=100%


-50000

0

50000

100000

150000

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10


VA

L (

EU

R)



-12000

-7000

-2000

3000

8000

13000

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 25 26

Anos

EU

R

TA=90% TA=92% TA=94%

TA=96% TA=98% TA=100%


117

-40000

-20000

0

20000

40000

60000

80000

100000

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10


VA

L (

EU

R)


VAL (15 anos)

Figura 92: VAL a 25, 20 e 15 anos do sistema seguidor monocristalino de 1,7– ,8 kW, zona 1.

-20000

-15000

-10000

-5000

0

5000

10000

15000

20000

25000

30000

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 25 26

Anos

EU

R

TA=90% TA=92% TA=94%

TA=96% TA=98% TA=100%


-55000

-5000

45000

95000

145000

195000

245000

295000

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10


VA

L (

EU

R)



118

-11000

-6000

-1000

4000

9000

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 25 26

Anos

EU

R

TA=90% TA=92% TA=94%

TA=96% TA=98% TA=100%

Figura 95: Cashflow do sistema seguidor policristalino de 1,7–1,8 kW, zona 1.

-35000

-15000

5000

25000

45000

65000

85000

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10


VA

L (

EU

R)


VAL (15 anos)

Figura 96: VAL a 25, 20 e 15 anos do sistema seguidor policristalino de 1,7–1,8 kW, zona 1.

-18000

-13000

-8000

-3000

2000

7000

12000

17000

22000

27000

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 25 26

Anos

EU

R

TA=90% TA=92% TA=94%

TA=96% TA=98% TA=100%


119

-50000

0

50000

100000

150000

200000

250000

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10


VA

L (

EU

R)



Zona 2

-10000

-7000

-4000

-1000

2000

5000

8000

11000

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 25 26

Anos

EU

R

TA=90% TA=92% TA=94%

TA=96% TA=98% TA=100%


-37000

-17000

3000

23000

43000

63000

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10


VA

L (E

UR

)


VAL (15 anos)


120

-20000

-15000

-10000

-5000

0

5000

10000

15000

20000

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 25 26

Anos

EU

R

TA=90% TA=92% TA=94%

TA=96% TA=98% TA=100%


-80000

-30000

20000

70000

120000

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10


VA

L (

EU

R)


VAL (15 anos)


-21000

-16000

-11000

-6000

-1000

4000

9000

14000

19000

24000

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 25 26

Anos

EU

R

TA=90% TA=92% TA=94%

TA=96% TA=98% TA=100%


121

-65000

-15000

35000

85000

135000

185000

235000

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10


VA

L (

EU

R)



-9000

-4000

1000

6000

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 25 26

Anos

EU

R

TA=90% TA=92% TA=94%

TA=96% TA=98% TA=100%


-35000

-15000

5000

25000

45000

65000

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10


VA

L (

EU

R)


VAL (15 anos)


122

-15000

-10000

-5000

0

5000

10000

15000

20000

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 25 26

Anos

EU

R

TA=90% TA=92% TA=94%

TA=96% TA=98% TA=100%


-44000

6000

56000

106000

156000

206000

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10


VA

L (E

UR

)



-12000

-7000

-2000

3000

8000

13000

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 25 26

Anos

EU

R

TA=90% TA=92% TA=94%

TA=96% TA=98% TA=100%


123

-34000

-14000

6000

26000

46000

66000

86000

106000

126000

146000

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10


VA

L (E

UR

)


VAL (15 anos)


-20000

-15000

-10000

-5000

0

5000

10000

15000

20000

25000

30000

35000

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 25 26

Anos

EU

R

TA=90% TA=92% TA=94%

TA=96% TA=98% TA=100%


-45000

5000

55000

105000

155000

205000

255000

305000

355000

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10


VA

L (

EU

R)



124

-11000

-6000

-1000

4000

9000

14000

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 25 26

Anos

EU

R

TA=90% TA=92% TA=94%

TA=96% TA=98% TA=100%


-30000

-10000

10000

30000

50000

70000

90000

110000

130000

150000

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10


VA

L (E

UR

)



-18000

-13000

-8000

-3000

2000

7000

12000

17000

22000

27000

32000

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 25 26

Anos

EU

R

TA=90% TA=92% TA=94%

TA=96% TA=98% TA=100%


125

-40000

10000

60000

110000

160000

210000

260000

310000

360000

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10


VA

L (

EU

R)


VAL (15 anos)


Zona 3

-10000

-5000

0

5000

10000

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 25 26

Anos

EU

R

TA=90% TA=92% TA=94%

TA=96% TA=98% TA=100%


-34000

-14000

6000

26000

46000

66000

86000

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10


VA

L (E

UR

)



126

-20000

-15000

-10000

-5000

0

5000

10000

15000

20000

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 25 26

Anos

EU

R

TA=90% TA=92% TA=94%

TA=96% TA=98% TA=100%


-73000

-43000

-13000

17000

47000

77000

107000

137000

167000

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10


VA

L (

EU

R)



-21000

-16000

-11000

-6000

-1000

4000

9000

14000

19000

24000

29000

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 25 26

Anos

EU

R

TA=90% TA=92% TA=94%

TA=96% TA=98% TA=100%


127

-61000

-11000

39000

89000

139000

189000

239000

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10


VA

L (E

UR

)



-9000

-4000

1000

6000

11000

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 25 26

Anos

EU

R

TA=90% TA=92% TA=94%

TA=96% TA=98% TA=100%


-30000

-10000

10000

30000

50000

70000

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10


VA

L (

EU

R)


VAL (15 anos)


128

-15000

-10000

-5000

0

5000

10000

15000

20000

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 25 26

Anos

EU

R

TA=90% TA=92% TA=94%

TA=96% TA=98% TA=100%


-40000

10000

60000

110000

160000

210000

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10


VA

L (

EU

R)


VAL (15 anos)


-12000

-7000

-2000

3000

8000

13000

18000

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 25 26

Anos

EU

R

TA=90% TA=92% TA=94%

TA=96% TA=98% TA=100%


129

-31000

19000

69000

119000

169000

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10


VA

L (E

UR

)



-20000

-15000

-10000

-5000

0

5000

10000

15000

20000

25000

30000

35000

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 25 26

Anos

EU

R

TA=90% TA=92% TA=94%

TA=96% TA=98% TA=100%


-41000

9000

59000

109000

159000

209000

259000

309000

359000

409000

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10


VA

L (E

UR

)


VAL (15 anos)


130

-11000

-6000

-1000

4000

9000

14000

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 25 26

Anos

EU

R

TA=90% TA=92% TA=94%

TA=96% TA=98% TA=100%


-28000

-8000

12000

32000

52000

72000

92000

112000

132000

152000

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10


VA

L (

EU

R)



-18000

-13000

-8000

-3000

2000

7000

12000

17000

22000

27000

32000

37000

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 25 26

Anos

EU

R

TA=90% TA=92% TA=94%

TA=96% TA=98% TA=100%


131

-40000

10000

60000

110000

160000

210000

260000

310000

360000

410000

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10


VA

L (E

UR

)


VAL (15 anos)


133

Anexo 5 – Gráficos representativos dos diversos

parâmetros financeiros (sistemas instalados com

recurso a empréstimos à banca)

Zona 1

Financiamento 50%

-15000

-10000

-5000

0

5000

10000

15000

20000

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 25 26

Anos

EU

R



-20000

0

20000

40000

60000

80000

100000

120000

1 2 3


VA

L (

EU

R)








50%.

134

Zona 2

Financiamento 50%

-15000

-10000

-5000

0

5000

10000

15000

20000

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 25 26

Anos

EU

R



0

20000

40000

60000

80000

100000

120000

140000

160000

1 2 3


VA

L (

EU

R)








50%.

-20000

-15000

-10000

-5000

0

5000

10000

15000

20000

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 25 26

Anos

EU

R



135

-60000

-40000

-20000

0

20000

40000

60000

80000

100000

120000

140000

1 2 3


VA

L (

EU

R)








50%.

-20000

-15000

-10000

-5000

0

5000

10000

15000

20000

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 25 26

Anos

EU

R


Figura 141: Cashflow do sistema seguidor policristalino de 3,4–3,7 kW, zona 2, financiamento 50%.

-40000

-20000

0

20000

40000

60000

80000

100000

120000

140000

1 2 3


VA

L (

EU

R)







Figura 142: VAL a 25, 20 e 15 anos do sistema seguidor policristalino de 3,4–3,7 kW, zona 2, financiamento

50%.

136

Financiamento 75%

-15000

-10000

-5000

0

5000

10000

15000

20000

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 25 26

Anos

EU

R



-40000

-20000

0

20000

40000

60000

80000

100000

1 2 3


VA

L (

EU

R)








75%.

137

Zona 3

Financiamento 50%

-20000

-15000

-10000

-5000

0

5000

10000

15000

20000

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 25 26

Anos

EU

R



0

20000

40000

60000

80000

100000

120000

140000

160000

180000

1 2 3


VA

L (

EU

R)








50%.

-20000

-15000

-10000

-5000

0

5000

10000

15000

20000

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 25 26

Anos

EU

R



138

-40000

-20000

0

20000

40000

60000

80000

100000

120000

140000

160000

180000

1 2 3


VA

L (

EU

R)








50%.

-20000

-15000

-10000

-5000

0

5000

10000

15000

20000

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 25 26

Anos

EU

R


Figura 149: Cashflow do sistema seguidor policristalino de 3,4–3,7 kW, zona 3, financiamento 50%.

-40000

-20000

0

20000

40000

60000

80000

100000

120000

140000

160000

180000

1 2 3


VA

L (

EU

R)







Figura 150: VAL a 25, 20 e 15 anos do sistema seguidor policristalino de 3,4 – 3,7 kW zona 3, financiamento

50%.

139

Financiamento 75%

-20000

-15000

-10000

-5000

0

5000

10000

15000

20000

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 25 26

Anos

EU

R



-20000

0

20000

40000

60000

80000

100000

120000

1 2 3


VA

L (

EU

R)








75%.

141

Anexo 6 – Dedução da expressão usada para o

cálculo da radiação solar média eficaz

Figura 153: Representação gráfica da inclinação dos painéis PV, dos raios solares e respectivos ângulos.

Na Figura 153, representa-se graficamente a incidência dos raios solares sobre um painel PV com uma

determinada inclinação � em relação à horizontal. A radiação que interessa determinar é a radiação solar

ortogonal aos painéis PV, aqui denominada por radiação eficaz (Ref). Para determinar esse valor, recorreu-se aos

dados do software SolTerm para Coimbra, que fornece os valores de radiação solar vertical (Rv), medidos pelo

sensor horizontal, e de radiação solar horizontal (Rh), medidos pelo sensor vertical.

O ângulo de inclinação � (em relação à horizontal) dos raios solares, representados pelo vector R�, pode

ser deduzido com base nas respectivas componentes horizontal e vertical, Rh e Rv, conforme se expressa nas

Equações A6.1 e A6.2.

h

v

R

Rtg =α (A6.1)

��

��

�=

h

v

R

Rarctgα (A6.2)

142

O ângulo � representado na figura é definido através da relação entre os ângulos � e �, como mostra a

Equação A6.3.

αβδ += (A6.3)

A radiação eficaz ortogonal pode então ser definida pela Equação A6.4.

( ) ⇔−⋅= δα 90cosRRef( )αβα −−⋅= 90cosRRef (A6.4)

Outra relação que se obtém da análise da Figura 153 é a da Equação A6.5.

αα αα cos

cos hh

RRRR =�⋅= (A6.5)

Desta forma, substituindo a Equação A6.5 na A6.4, pode definir-se Ref como:

( )αβα

−−⋅= 90coscos

hef

RR . (A6.6)

Substituindo a variável � da equação anterior pela relação definida na Equação A6.2, obtém-se:

��

��

��

��

�

��

��

��

��

�−−⋅

=

h

v

h

vh

ef

R

Rarctg

R

RarctgR

R

cos

90cos β

. (A6.7)

É ainda possível simplificar a Equação A6.6 aplicando algumas regras trigonométricas. Como,

( ) ( )( ) ( ) ( )αβαβαβαβ +⋅++⋅=+−=−− sensen90cos90cos90cos90cos (A6.8)

então,

( ) βααβαβαβ coscos)90cos( ⋅+⋅=+=−− sensensen . (A6.9)

Pela figura podem definir-se as relações dadas pelas Equações A6.10 e A6.11.

143

α

αR

Rh=cos (A6.10)

α

αR

Rsen v= (A6.11)

Assim substituindo as Equações A6.10 e A6.11 na Equação A6.9 tem-se a seguinte relação:

( ) ββαβαα

cos90cosR

R

R

Rsen vh +⋅=−− . (A6.12)

Substituindo este resultado na Equação A6.6, obtém-se a Equação A6.13, que permite simplificar a

expressão de cálculo da radiação solar ortogonal aos painéis PV (ou radiação eficaz).

ββ cos⋅+⋅= vhef RsenRR (A6.13)

Optimiza o do Investimento em Sistemas...

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