2. METHODS
4.3 Conclusions
Dentro do SEN quem assume a responsabilidade pelo sistema tarifário e pela metodologia de cálculo das tarifas é a ERSE. Esta entidade é responsável por estabelecer as tarifas de Uso Global do Sistema, de Uso da Rede de Transporte, de Uso da Rede de Distribuição e a Tarifa de Energia sendo os comercializadores responsáveis por estabelecerem a tarifa de comercialização que cobram aos seus clientes.
A Tarifa de Uso Global do Sistema deve incluir os “custos com a operação do sistema, custos decorrentes de medidas de políticas energéticas, ambiental ou de interesse económico geral e os custos para a manutenção do equilíbrio contratual”[21].
A Tarifa de Uso de Transporte inclui os custos com o estabelecimento, operação e manutenção das redes de transporte em MAT, enquanto a Tarifa de Uso das Redes de Distribuição deve contabilizar
23 custos com as atividades relacionadas com a distribuição de energia elétrica em AT e MT, que incluem o planeamento, estabelecimento e operação e manutenção das redes.[21]
Por seu lado, a Tarifa de Energia está relacionada com os custos da compra e venda de energia elétrica pelo comercializador de último recurso.
Figura 16 - Composição das Tarifas de Venda a Clientes Finais no mercado regulado[22]
Figura 17 - Estrutura de tarifas no mercado livre[21]
A estrutura tarifária que foi estabelecida pela ERSE para o ano de 2015 teve que contabilizar diversos fatores que influenciam o preço da eletricidade. Enquanto no mercado liberalizado, os preços de comercialização não estão regulados, ficando essa decisão na posse do comercializador, no mercado regulado essa tarifa é estabelecida pela ERSE. No entanto, em ambos os mercados, existe uma componente de acesso à rede que terá que ser incorporada.
24 No ano de 2015, a ERSE definiu as tarifas a aplicar aos vários operadores e utilizadores do SEN, e estabeleceu um aumento de 0,5% na tarifa de Energia e Comercialização para o ano de 2015, em relação a 2014, um aumento de 21,2% na tarifa de Uso Global do Sistema, e uma diminuição de 8,5 na Tarifa de Uso de Redes[23].
A Tarifa de Comercialização é composta por dois termos tarifários: “o termo fixo, que depende do número de clientes e é definido em €/mês e o preço das energia ativa que depende da energia ativa e é objeto de medição no pontos de entrega e é definido em €/kWh.”[24]
Quanto às Tarifas Transitórias de Venda a clientes finais, em BTN, como se observa pela Figura 17, estas resultam da adição das tarifas acima mencionadas, tendo a ERSE estabelecido um aumento de 3,3% para o ano de 2015 em relação a 2014.
Ora, de acordo com a ERSE, este incremento fica a dever-se ao aumento dos custos com o serviço da dívida e ao fraco crescimento do consumo de energia elétrica, o que impede a diluição dos custos das atividades reguladas. Um fator de impacto na estruturação das tarifas e com impacto na definição dos seus custos são também os Custos de Interesse Económico Geral (CIEG). Estes não são mais que custos relacionados com decisões políticas e o impacto é refletido nas Tarifas de Acesso às Redes. Apesar do seu impacto ter vindo a diminuir nos últimos anos, ainda se fazem sentir de forma intensa.
25 De acordo com a ERSE, as tarifas de Vendas a Clientes Finais, tinham vindo a assumir uma queda no seu preço desde 1990 até ao ano 2008. A partir da daí, tem-se assistido a um aumento praticamente anual destas tarifas, muito devido aos custos das varias atividades do sector elétrico.
Figura 19 - Evolução das tarifas de Venda a clientes Finais em Portugal Continental (preços constantes de 2014)
26
3. Abandono da rede
Uma das maiores discussões a nível mundial relacionada com a maior penetração e acessibilidade aos sistemas fotovoltaicos para consumidores domésticos refere-se ao desligamento da rede, sendo que uma das maiores problemáticas a este nível é se será rentável e compensador para um consumidor doméstico depender unicamente do seu próprio sistema de produção de energia elétrica, neste caso um sistema fotovoltaico acompanhado por um sistema de armazenamento de energia. Estará a paridade com a rede com este sistema perto de ser atingida ou será que já foi mesmo atingida e quais as implicações de tal situação, são algumas questões que devem ser analisadas.
Em alguns pontos do mundo essa paridade da rede já foi atingida ou está iminente, principalmente em países onde o sector fotovoltaico se encontra bastante desenvolvido quer a nível residencial quer a nível industrial, e nos quais as tarifas elétricas são elevadas. Um dos países onde o debate tem sido bastante intenso são os Estado Unidos da América, onde vários relatórios [26] debatem este mesmo assunto, sendo que mais recentemente alguns trabalhos têm sido desenvolvidos por entidades europeias[27].
O desligamento da rede levanta também uma outra questão: a espiral da morte ou “death
spiral”[28]. Para as utilities pode estar a chegar uma tempestade perfeita, considerando todos os
efeitos da descida dos preços no sector fotovoltaico e a maior acessibilidade que tal traz. A acompanhar este fenómeno descendente de preços, existe outro contrário, ao nível dos custos de manutenção da rede e de produção de eletricidade, ou seja, os custos da rede elétrica e os preços da energia encontram-se numa situação de subida. Quanto mais altas as tarifas, mais consumidores irão sentir-se encorajados a deixar de depender a rede. Consequentemente, e considerando que os custos se mantêm, existirão menos consumidores a suportar esses custos, o que leva a um aumento ainda maior das tarifas. O que será um maior incentivo para que ainda mais consumidores abandonem a rede se tornem autossuficientes em termos energéticos.
Um dos estudos que se debruçaram sobre a paridade da rede e que serviu de base e guião para esta análise à realidade portuguesa, foi desenvolvido pelo Rocky Mountain Institute (RMI), denominado por “The Economics Of Grid Defection - When And Where Distributed Solar
Generation Plus Storage Competes With Traditional Utility Service” [14] e analisa a situação
relativamente à paridade da rede em vários estados americanos.
Este estudo tem em conta fatores fundamentais para o desenvolvimento de algo do género, como a evolução dos custos dos sistemas fotovoltaicos ou a evolução dos preços de eletricidade fornecida pela rede elétrica nacional. Para realizar todos os cálculos necessários o Instituto acima citado utilizou o software HOMER ENERGY[11]. A análise desenvolvida nesta tese seguiu o
27 mesmo raciocino e método que foi aplicado pelo RMI, o que incluiu igualmente a utilização do
software HOMER ENERGY.
3.1 Metodologia e pressupostos
Neste capítulo, pretende-se apresentar a metodologia que foi seguida na definição das bases para o cálculo do custo de produção da energia elétrica por um sistema fotovoltaico assim como a comparação com os preços da energia elétrica forneceria pela rede. Foram determinados o perfil de consumo de um consumidor doméstico típico, definidos os preços para o sistema fotovoltaico e sistema de armazenamento de energia, custo de capital e as considerações tomadas para os preços da energia elétrica.
3.1.1 Perfil de Consumo
Por forma a determinar o perfil de consumo de um consumidor doméstico típico em Portugal, recorreu-se aos perfis de consumo[29] disponibilizados pela Entidade Reguladora dos Serviços Energéticos (ERSE), que servem como referência ao consumo no território Português.
Considerou-se o perfil de consumo, em Baixa Tensão Normal, Classe C, por se considerar representativo da maior parte dos consumidores em Baixa Tensão Normal em Portugal. A classe C engloba os consumidores com potência contratada igual ou inferior a 13,8 kVA e consumo anual inferior ou igual a 7100 kWh[19].
Os dados disponibilizados pela ERSE, relativos aos perfis de consumo, encontram-se normalizados, “ (…) correspondendo a soma de todos os valores de 15 minutos para o ano a que reporta, a um valor igual a 1000.”.[30] De forma a ser possível obter um diagrama de carga representativo de um consumidor doméstico passível de ser um instalador de um sistema solar fotovoltaico, no local de consumo, foi necessário determinar o consumo médio respeitando a estrutura de consumidores existente no sistema elétrico português.
Consideraram-se os consumidores existentes no Mercado Livre, e no Mercado Regulado, ou seja, com fornecimento de energia, pelo Comercializador de Ultimo Recurso (CUR).
28 Tabela 4 - Número de consumidores por potência contratada e opção tarifária[19]
Potência
Contratada [kVA] Tarifa Simples Tarifa Bi-Horária Tarifa Tri-Horária Total
3,45 2 542 691 195 113 9 997 2 74 7801 4,6 153 340 69 989 3 567 226 896 5,75 73 128 38 713 1 771 113 612 6,9 1 140 783 409 847 11 331 1 561 961 10,35 30 3432 108 212 2 777 414 421 13,8 109 684 54 783 1 507 165 974 17,25 31 472 18 954 671 51 097 20,7 126 705 61 955 2 980 191 640 Total 4 481 235 957 566 34 601 5 473 402
Como é possível verificar através da Tabela 4, a potência contratada que engloba um maior número de consumidores tem o valor de 3,45 kVA, seguida pela potência contratada de 6,9 kVA, sendo que este último grupo apresenta o maior número de consumidores em regime de tarifa bi- horária e tarifa tri-horária.
Considerou-se que os consumidores que melhor definiam um possível instalador de um sistema solar fotovoltaico para autoconsumo e que ao mesmo tempo maior importância assumiam na definição do perfil de consumo da Classe C, seriam os consumidores com uma potência contratada de 6,9 kVA. Deste modo, optou-se por determinar qual o consumo médio de um consumidor com essa potência.
56, 7% 20, 4% 28, 9% 3, 4% 7,3% 10, 3% 1, 6% 4,0% 5,1% 25, 5% 42, 8% 32, 7% 6, 8% 11, 3% 8, 0% 2, 4% 5,7% 4,4% 0, 7% 2,8% 2,0% 6,5% 1,9% 8, 6% T A R I F A S I M P L E S T A R I F A B I - H O R Á R I A T A R I F A T R I - H O R Á R I A % D e Co n sumido res P o r P erio d o Tarifár io
Potência Contratada [kVA]
DISTRIBUIÇÃO DE CONSUMIDORES
3,45 4,6 5,75 6,9 10,35 13,8 17,25 20,7
29 Contudo, como é possível verificar pela Tabela 5 e Tabela 6, os dados disponibilizados pela ERSE não permitem determinar o consumo referente aos consumidores que possuem uma potência contratada de 6,9 kVA, sendo que a informação disponibilizada relativamente ao Mercado Livre é ainda mais limitada comparativamente ao mercado regulado.
Assim sendo, de forma a determinar um consumo médio que melhor correlação tivesse com o consumo típico na potência contratada de 6,9 kVA, optou-se por determinar o consumo anual por consumidor, na tarifa bi-horária, visto que é nesta opção tarifária que os consumidores com potência de 6,9 kVA assumem maior impacto (Figura 20), tendo-se determinado um consumo anual por consumidor de 5406 kWh.
Tabela 5 - Consumo de energia elétrica, por opção tarifária, para clientes do CUR Energia Ativa [MWh]
Tarifa simples <=2,3 KVA 143 656 Tarifa simples <=6,9 kVA 3 940 830
Tarifa simples > 6,9 kVA 1 604 871 Tarifa bi-horária <= 6,9 kVA Fora do Vazio 773 065 Vazio 539 560 Tarifa bi-horária > 6,9 kVA Fora do Vazio 761 238 Vazio 494 356 Tarifa tri-horária <= 6,9 kVA Ponta 12 339 Cheia 33 199 Vazio 28 926 Tarifa tri-horária > 6,9 kVA Ponta 16 154 Cheia 44 983 Vazio 30 951 Total 8 280 472
Tabela 6 - Consumo de energia elétrica, por opção tarifária, no Mercado Livre Energia Ativa [MWh] Tarifa simples 5 637 053 Tarifa bi-horária Fora do Vazio 1 556 912 Vazio 1 051 243 Tarifa tri-horária Ponta 0 Cheia 0 Vazio 0 Total 8 245 208
30 Tabela 7 - Consumo agregado de energia elétrica, por opção tarifária
Energia Ativa [MWh] Número de consumidores
Consumo anual por consumidor [kWh] Tarifa simples 11 182 754 4 481 235 2 495 Tarifa bi- horária Fora do Vazio 3 091 215 957 566 5 406 Vazio 2 085 159 Tarifa tri- horária Ponta 28 493 34 601 4 814 Cheia 78 182 Vazio 59 877 Total 16 525 680 5 473 402
3.1.1.1
Diagrama de carga
Determinado o consumo anual por consumidor, tornou-se necessário definir o diagrama de carga típico de um consumidor doméstico, recorrendo aos perfis de consumo disponibilizados pela ERSE.
Como já foi referenciado anteriormente, utilizou-se o perfil de consumo BTN Classe C, tendo-se multiplicado os valores do referido perfil por uma constante, neste caso, o consumo anual médio, com o valor de 5406 kWh/ano, e dividindo-se o valor obtido por 0,25 por forma a obter a potência a cada 15 minutos, como poderá ser observado na seguinte expressão:
𝑃𝐹 =𝐵𝑇𝑁 𝐶 × 𝐶𝑜𝑛𝑠𝑢𝑚𝑜 𝑎𝑛𝑢𝑎𝑙 𝑚é𝑑𝑖𝑜 0,25
Na Tabela 8, é possível observar uma secção dos dados que foram considerados e obtidos através do cálculo acima referido, de modo a determinar as necessidades de consumo de um consumidor típico.
31 Tabela 8 - Excerto de tabela com valores determinados para diagrama de carga
Data Dia Hora BTN C Consumo
Elétrico [kWh] Potência [kW] 1-jan-14 Quarta-feira 00:15 0,04093 0,221281 0,885122676 1-jan-14 Quarta-feira 00:30 0,03940 0,213003 0,852013357 1-jan-14 Quarta-feira 00:45 0,03784 0,204578 0,818312982 1-jan-14 Quarta-feira 01:00 0,03641 0,196822 0,787286633 1-jan-14 Quarta-feira 01:15 0,03487 0,18848 0,753918427 1-jan-14 Quarta-feira 01:30 0,03334 0,180236 0,720943463 1-jan-14 Quarta-feira 01:45 0,03177 0,171737 0,686948028 1-jan-14 Quarta-feira 02:00 0,03055 0,165145 0,660578249 1-jan-14 Quarta-feira 02:15 0,02957 0,159859 0,639437752 1-jan-14 Quarta-feira 02:30 0,02874 0,155374 0,621497143 1-jan-14 Quarta-feira 02:45 0,02783 0,150427 0,601708232 1-jan-14 Quarta-feira 03:00 0,02691 0,145468 0,581871483
De seguida, tornou-se necessário determinar a semana típica para cada mês do ano, diferenciando dias de semana e fins de semana, de hora a hora. Para tal, procedeu-se ao cálculo da média para os valores de potência, de hora em hora, entre os dias da semana de cada mês, assim como para os fins de semana. Optou-se por tomar esta opção, visto que o software utilizado permitia a introdução de um diagrama de carga mensal, com distinção entre dia de semana e fim de semana.
Os resultados obtidos apresentam-se nos gráficos seguintes, para alguns meses do ano, para um dia de semana típico e fim de semana, de um consumidor típico.
32
Figura 21 - Diagrama de carga (Dia de semanal típico para certos meses do ano)
Figura 22 - Diagrama de carga (Fim de semana típico para certos meses do ano) 0 0,2 0,4 0,6 0,8 1 1,2 1,4 P o tênci a [kW ] Hora
DIAGRAMA DE CARGA - SEMANA
Janeiro Fevereiro Junho Julho Agosto Novembro Dezembro
0 0,2 0,4 0,6 0,8 1 1,2 1,4 P o tê n cia [kW] Hora
DIAGRAMA DE CARGA - FIM DE SEMANA
33
3.1.2 Localização geográfica
Optou-se por utilizar como referência geográfica a cidade de Lisboa, visto possuir um localização central ao nível do país, e por se considerar representativa em termos populacionais e de tipo de consumidor.
Como tal, considerou-se a curva de radiação para a localização da cidade de Lisboa para referências de cálculos em termos de produção elétrica. Os dados foram obtidos através do
software PVSyst®, donde se retirou a curva de radiação anual, tendo-se posteriormente
trabalhado os dados, para obter médias mensais de radiação solar.
Os dados foram posteriormente inseridos no software HOMER Energy, e que foram utilizados por este no cálculo da produção elétrica.
Tabela 9 - Irradiação Solar em Lisboa (Latitude: 38,5ºN, Long: 9,1ºW, Altitude: 5 m) [Wh/m2.dia] [kWh/m2.mês] Janeiro 2060 63,86 Fevereiro 2822 79,01 Março 4645 144,00 Abril 5267 158,00 Maio 6394 198,23 Junho 7200 216,00 Julho 7258 225,00 Agosto 6677 207,00 Setembro 5200 156,00 Outubro 3586 111,18 Novembro 2016 60,48 Dezembro 1765 54,72 Ano 4585 1673
34
Figura 23 - Irradiação Solar em Lisboa
3.1.3 Preço de eletricidade
A estrutura do mercado da eletricidade, como já foi referida, é composta por dois mercados de consumidores: o mercado livre, com preços estabelecidos pelos comercializadores e um mercado regulado, com preços estabelecidos pela ERSE.
Contudo, a criação do mercado livre em Portugal apresenta algumas falhas, nomeadamente na estrutura de preços entre os diferentes mercados, visto que muitos dos comercializadores em regime de mercado livre praticam preços indexados ao estabelecido pelo regulador de mercado, apresentado apenas descontos faces ao preço estabelecido.
Assim sendo, os preços de eletricidade utilizados como referência serão aqueles estabelecido pelo regulador de mercado, que neste momento para os consumidores finais são apresentadas como tarifas transitórias, tendo em vista o incentivo ao consumidor final para a transição ao mercado livre.
Para o ano de 2014, as tarifas transitórias aplicadas aos clientes no mercado regulado sofreram um aumento de 2,8%[31] em relação ao ano de 2013. Em relação à potência contratada de 6,9 kVA, as tarifas transitórias de venda a clientes finais assumiam um valor de 0,2895 €/dia [32] para a potência contratada e um valor de 0,1528 €/kWh [32] para a energia ativa, à entrada do ano de 2014.
Para o ano de 2015, as tarifas aplicadas aos clientes com potência contratada de 6,9 kVA, definido anteriormente como o consumidor típico, será de 0,2962 €/dia[33] para potência contratada e um valor de 0,1587 €/kWh[33] para a energia ativa, o que representa um acréscimo de 3,3%[34] face ao ano de 2014. 0 150 300 450 600 750 900 1050 1200
janeiro fevereiro abril maio julho setembro outubro dezembro
W/
m
2
Dias
35 As faturas para o cliente doméstico pelo seu consumo de eletricidade são ainda acrescidas dos vários impostos a pagar, que para efeitos de análise terão que ser contabilizados. Estes impostos incluem a Taxa de Exploração DGEG, o Imposto Especial de Consumo de Eletricidade (IECE) e o Imposto de Valor Acrescentado (IVA) ao qual ainda acrescem a Contribuição Audiovisual e ainda o IVA de 6% sobre a referida contribuição. Estes dois últimos não serão contabilizados por não se referirem ao consumo de eletricidade.
De modo a determinar o real custo da eletricidade que é consumida numa residência, foi utilizada a seguintes expressões:
𝐶𝐸 = 𝑇𝑎𝑟𝑖𝑓𝑎 × 𝐶𝑜𝑛𝑠𝑢𝑚𝑜 𝐴𝑛𝑢𝑎𝑙 + 𝑃𝑜𝑡ê𝑛𝑐𝑖𝑎 𝐶𝑜𝑛𝑡𝑟𝑎𝑑𝑎 × 365 + 𝑇𝑎𝑥𝑎 𝐷𝐺𝐸𝐺 × 12 + 𝐼𝐸𝐶𝐸 × 𝐶𝑜𝑛𝑠𝑢𝑚𝑜 𝐴𝑛𝑢𝑎𝑙 (4) 𝐶𝑢𝑠𝑡𝑜 𝑅𝑒𝑎𝑙 = 𝐶𝐸 + IVA × 𝐶𝐸 𝐶𝑜𝑛𝑠𝑢𝑚𝑜 𝐴𝑛𝑢𝑎𝑙 (5)
Procedendo ao cálculo acima referido, considerando uma tarifa de 0,1587 €/kWh, um consumo anual de 5406 kWh, uma potência contratada de 0,2962 €/dia, uma taxa DGEG de 0,07 €/mês, um Imposto Especial de Consumo de Eletricidade de 0,001 €/kWh e IVA a 23%, foi obtido para o ano de 2015 um custo real de 0,2212 €/kWh.
Este valor mostra que na realidade o custo da eletricidade para o consumidor é relativamente superior ao custo que é cobrado pela energia ativa, ou seja a energia realmente consumida. Sendo compreensível a introdução de uma componente fixa, ditada pelo valor da potência contratada, a verdade é que a existência de vários impostos sobre o consumo da eletricidade e uma taxa de IVA relativamente alta, 23%, encarece de grande forma a fatura mensal do consumidor.
No que diz respeito à análise da evolução das tarifas para a potência contratada de 6,9 kVA, é notório o aumento das mesmas, entre 2008 e 2015, de acordo com os dados disponibilizados pela ERSE para as tarifas reguladas.
As tarifas reguladas entre 2008 e 2015 apresentam um aumento anual médio de 4,86%, sendo que desse modo foram projetadas duas situações para as possíveis tarifas futuras. Uma primeira situação com um aumento anual de 5%, e uma estimativa mais conservadora com um aumento anual de 2%. Nas considerações feitas relativamente a estes aumentos futuros, não se encontra contabilizado o efeito da inflação, por forma a facilitar os cálculos. Assim sendo, os resultados apresentados representam aumento anuais a preços contantes relativamente ao ano de 2015.
36
Figura 24 - Custo real da eletricidade