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Após a seleção e configuração do sistema fotovoltaico, a determinação da energia elétrica proveniente das unidades de produção para autoconsumo em cada instante de tempo, 𝐸𝑈𝑃𝐴𝐶 [Wh], é efetuada com

base na seguinte expressão:

𝐸

= 𝐸

× 𝑁 × 𝐴

× 𝜂

(4.42)

Onde:

𝐸𝑆 [Wh/m2] – irradiação solar incidente obtida através da ferramenta PVGIS;

𝐴𝑚ó𝑑𝑢𝑙𝑜 [m2] – área do módulo fotovoltaico selecionado;

𝜂𝑈𝑃𝐴𝐶 – eficiência total do sistema fotovoltaico que integra a UPAC.

A eficiência total da unidade de produção para autoconsumo engloba a eficiência de cada equipamento constituinte do sistema fotovoltaico que integra o circuito elétrico de geração de eletricidade. A eficiência da UPAC é então influenciada pelas eficiências do painel fotovoltaico (𝜂𝑃𝑉), dos inversores,

(𝜂𝐼𝑁𝑉) da cablagem ( 𝜂𝐶𝐴𝐵) e do regulador de carga (𝜂𝑅𝐶). Sendo que este último apenas constitui o

sistema com armazenamento de energia.

𝜂

= 𝜂

× 𝜂

× 𝜂

× 𝜂

(4.43)

Na determinação da produção fotovoltaica, teve-se em consideração a variação instantânea da irradiância e da temperatura do local, para a qual se aplicou o modelo dos 5 parâmetros de forma a se obter a variação da potência máxima dos módulos. O desempenho do painel fotovoltaico é influenciado por estes fatores externos, sendo a respetiva eficiência ajustada a cada intervalo através da equação (2.14).

A energia elétrica produzida pelo sistema fotovoltaico com visa ao autoconsumo e à injeção do excedente para a rede elétrica é contabilizada pela quantidade de energia que sai do sistema de inversores, pelo que, a cada instante, a potência elétrica fornecida às instalações não pode ser superior à potência nominal de saída do respetivo equipamento.

Através de uma análise detalhada dos dados de consumo/produção de eletricidade, obtém-se a distribuição de energia elétrica das instalações, que se divide:

 Eletricidade consumida proveniente da RESP;

 Eletricidade de autoconsumo das unidades produtoras fotovoltaicas;

 Eletricidade injetada para a RESP.

A energia elétrica produzida pelos sistemas fotovoltaicos projetados é, preferencialmente, para efeitos de autoconsumo das instalações das unidades de produção. No entanto, excedente de energia elétrica produzido é injetado na rede elétrica, com uma remuneração para o produtor definida pelo decreto-lei nº153/2014 expressa na equação (3.1). Com a particularidade de que, nos casos de se tratarem de unidades de produção com a integração de um sistema de armazenamento de energia, o excedente da produção fotovoltaica é direcionado, primariamente, para o carregamento do banco de baterias.

No caso de se tratar do sistema fotovoltaico com armazenamento de energia, o autoconsumo provém da produção fotovoltaica e da energia armazenada pelo banco de baterias. As instalações apenas consomem energia proveniente da rede elétrica na fase de carregamento do banco de baterias. A eletricidade é injetada na rede elétrica nos momentos em que a produção fotovoltaica excede as necessidades de consumo das instalações e o banco de baterias está completamente carregado ou em fase de descarga. A tarifa remuneradora das UPAC depende dos valores atuais do Mercado Ibérico de Eletricidade, gerido pelo Operador do Mercado Ibérico de Energia (OMIE). Este mercado, tal como os mercados similares na Europa, é um mercado marginalista, contudo está atualmente em discussão a nova forma que este mercado deverá assumir pois quando toda a eletricidade for de origem renovável o preço marginal será nulo, o que não pode ser aceitável para remunerar os produtores.

O mercado diário do MIBEL é a plataforma onde se transaciona eletricidade para entrega no dia seguinte ao da negociação. Este mercado funciona através do cruzamento de ofertas, de compra e de venda, por parte dos diversos agentes registados para atuar no MIBEL.

O preço de mercado é encontrado através de um processo em que se ordenam de forma crescente o preço das ofertas de venda (curva de oferta) e de forma decrescente o preço das ofertas de compra (curva de procura) de eletricidade para a mesma hora. Assim sendo, o preço de mercado condiz graficamente ao

cruzamento das curvas de oferta e de procura (Fig. 57), correspondendo ao menor dos preços que garante que a oferta satisfaz a procura.

Fig. 57 - Preço de mercado da eletricidade (ERSE).

O funcionamento do mercado diário em que participam os agentes portugueses implica que todos os compradores paguem um mesmo preço e que todos os vendedores recebam esse mesmo preço, no que se designa como modelo de preço marginal único (ERSE).

Para além do mercado diário, os agentes podem voltar a comprar e vender eletricidade no mercado intradiário, em diferentes sessões de contratação algumas horas antes do tempo real, baseadas em leilões. Tal como acontece no mercado diário, o volume de energia e o preço a cada hora determinam-se pela interseção entre as curvas de oferta e de procura. O mercado intradiário permite que os agentes compradores e vendedores reajustem os seus compromissos antecipadamente, até quatro horas antes do tempo real (OMIE).

Os índices de eletricidade considerados para a venda da eletricidade não consumida provenientes de uma UPAC são determinados através da média aritmética mensal dos preços de fecho do mercado diário para Portugal. No gráfico da Fig. 58 verifica-se a variação dos respetivos índices nos últimos cinco anos.

Fig. 58 – Variação dos índices de eletricidade resultantes da média mensal dos preços de fecho do OMIE relativos a Portugal (OMIP).

Os índices de eletricidade aplicados na projeção da UPAC dos respetivos casos de estudo são referentes ao ano de 2015 e estão apresentados na Tabela 7.

Tabela 7 – Tarifa remuneradora mensal das UPAC com base nos índices de eletricidade do OMIE referentes ao ano de 2015 (OMIP). Mês Tarifa [€/MWh] Janeiro 51,82 € Fevereiro 42,57 € Março 43,20 € Abril 45,50 € Maio 45,18 € Junho 54,75 € Julho 59,61 € Agosto 55,59 € Setembro 51,92 € Outubro 49,90 € Novembro 51,46 €

Aplicando as tarifas de consumo e venda de energia elétrica, obtém-se a faturação da eletricidade das instalações. O aproveitamento económico das unidades de produção fotovoltaica traduz-se na poupança anual dos custos de energia elétrica, verificando-se através da redução da fatura da eletricidade das instalações. A receita bruta consiste na poupança do projeto e calcula-se através da diferença entre os custos do consumo de energia elétrica inicial e após a implementação da UPAC, com o acréscimo do valor da venda de energia elétrica à RESP.

Relativamente à compensação do valor do CIEG, uma vez que atualmente o total da potência instalada das UPAC é inferior a 1% do total da potência do centro electroprodutor do SEN, o custo associado é nulo.

Note-se que os resultados obtidos nesta secção correspondem aos valores estimados para o primeiro ano de exploração fotovoltaica, uma vez que para o restante período de vida da unidade produtora é tida em consideração a regressão da performance dos módulos fotovoltaicos.