Estudo comparativo de três tecnologias fotovoltaicas

Estudo experimental com transposição para um nível macro

Fábio Jorge dos Santos Calaia

Dissertação para obtenção do Grau de Mestre em

Engenharia Mecânica

Júri

Presidente: Prof. Hélder Carriço Rodrigues

Orientador: Prof. Luís Rego da Cunha de Eça

Co-orientador: Eng. Francisco Veiga Macedo

Vogal: Prof. Luís Manuel de Carvalho Gato

Vogal: Prof. João Lopes de Carvalho

Junho de 2011

iii

Agradecimentos

No decorrer de um trabalho como este é fundamental o apoio recebido tanto a um nível técnico como

a um nível emocional, por isso gostaria de deixar registados os meus sinceros agradecimentos:

Aos meus orientadores pela oportunidade de realizar a tese em ambiente empresarial e por terem

desempenhado um papel imprescindível: ao professor Luís Eça pela disponibilidade, pelos

comentários e pela preocupação demonstrada com o objectivo de que o resultado final fosse o

melhor possível; ao Eng. Francisco Macedo pela grande ajuda técnica e pelas sugestões

importantes que me ofereceu ao longo de todo o trabalho, contribuindo de uma forma fulcral para

o seu sucesso.

Aos responsáveis da empresa De Viris pela possibilidade que me deram de realizar o trabalho nas

suas instalações.

Ao Eng. Pedro Adão, colega na empresa referida, pelo apoio moral oferecido sob a forma de

vários ensinamentos muito úteis.

Aos meus pais que me permitiram obter uma formação superior.

À minha família que sempre torceu pelo meu sucesso, nomeadamente avó, irmão e prima.

À minha namorada, Diana Vaz, por tudo o que representa para mim.

E a todos os que de alguma forma também contribuíram para que conseguisse superar esta fase

fulcral numa altura difícil da minha vida.

iv

Resumo

O objectivo deste trabalho foi realizar um estudo de comparação entre a recente tecnologia

fotovoltaica de concentração (CPV) e a tecnologia convencional de silício policristalino com e sem

seguimento solar.

O CPV, ao utilizar um sistema óptico que amplia a quantidade de radiação possibilita a utilização de

uma menor área de célula para uma mesma potência e, assim, é indicado para as células de alta

eficiência. No entanto, as desvantagens advêm da utilização deste tipo de células tornar os módulos

mais caros e do facto do sistema óptico, ao apenas admitir a radiação solar directa, não aproveitar

outra parte significativa do recurso disponível, a radiação difusa.

De modo a responder à questão – qual a solução mais indicada para o nosso país? – foi realizada

uma análise experimental utilizando a instalação experimental da empresa De Viris e uma

consequente implementação a um nível macro aplicada ao caso real de um concurso público de

atribuição de licenças PV. Assim, foi possível analisar a transposição de uma realidade pequena para

um maior, permitindo também uma análise comparativa energética e económica, bem como uma

perspectivação do futuro próximo.

As principais conclusões retiradas deste trabalho foram as seguintes: os comportamentos das

tecnologias estudadas experimentalmente permitem que um estudo a nível macro seja realizado com

confiança acerca das respostas numa aplicação real; ao nível macro, a tendência será a de que a

partir do próximo ano o sistema CPV já proporcione uma maior produção energética nas condições

indicadas e que um projecto de uma central de 2MW, realizado com esta tecnologia, dentro de 5

anos, seja tão competitivo a nível económico quanto um que utilize um sistema convencional com

seguimento solar.

Palavras-chave: Energia solar fotovoltaica, Comparação, CPV, Análise experimental, PR,

Avaliação energética e económica.

v

Abstract

The purpose of this work was to make a comparison between the recent concentration photovoltaics

(CPV) technology and conventional polycrystalline silicon with and without solar tracking.

The CPV, by using an optical system that magnifies the amount of radiation, allows the use of a

smaller cell area for the same power and, thus, is suitable for high efficiency cells. However, the

disadvantages arise from the fact that the use of these cells increases the cost of the modules, and

the fact that the optical system, by admitting only the direct solar radiation, doesn’t use a significant

part of the resource available, the diffuse radiation.

In order to answer the question - what is the most suitable solution for our country? - an experimental

analysis was performed using the experimental facility of the company De Viris and a consequent

implementation for a macro level corresponding to the real case of a PV public tender. It was possible

to analyze the transposition from a small to a larger reality, also allowing a comparative energetic and

economical analysis as well as a perspective of the near future.

The main conclusions of this study were: the behavior of the technologies experimentally studied allow

that a macro-level study is undertaken with confidence about the answers to be given by them; at a

macro level, the trend will be that from the next year CPV system already provides a greater energy

production under the conditions presented and that a 2MW power plant project, conducted with this

technology, within five years, will be economically as competitive as the one that uses a conventional

solar tracking system.

Keywords: Solar photovoltaic, Comparison, CPV, Experimental analysis, PR, energy and

economic evaluation.

vi

Índice

Lista de Figuras .................................................................................................................................... ix

Lista de Tabelas .................................................................................................................................... xi

Notação................................................................................................................................................ xiii

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

1.1 Enquadramento e objectivos gerais do trabalho ........................................................................ 1

1.2 O actual paradigma energético ................................................................................................... 2

2. O solar fotovoltaico ........................................................................................................................... 5

2.1 A conversão fotovoltaica ............................................................................................................. 5

2.2 Módulos fotovoltaicos ................................................................................................................. 6

2.3 Tecnologias fotovoltaicas ............................................................................................................ 7

2.3.1 Tecnologia convencional ......................................................................................................... 8

2.3.1.1 1ª Geração ........................................................................................................................ 8

2.3.1.2 2ª Geração ........................................................................................................................ 9

2.3.2 A tecnologia de concentração - CPV .................................................................................... 10

2.3.2.1 Caracterização................................................................................................................ 10

2.3.2 Design ................................................................................................................................... 14

2.3.2.1 Sistema óptico ................................................................................................................ 14

2.3.2.1.1 Refracção ................................................................................................................. 16

2.3.2.1.2 Reflexão ................................................................................................................... 17

2.3.2.2 Células multi-junção ....................................................................................................... 17

2.3.2.3 Descrição dos módulos .................................................................................................. 20

3. Estudo experimental de uma instalação fotovoltaica ................................................................. 21

3.1 A instalação experimental ......................................................................................................... 21

3.2 Objectivos do capítulo ............................................................................................................... 23

3.3 Correcções aos valores medidos.............................................................................................. 23

3.3.1 Produção energética ............................................................................................................. 25

3.3.2 Radiação solar ...................................................................................................................... 27

3.4 Cenário de referência ............................................................................................................... 29

3.5 Apresentação de resultados e respectiva análise .................................................................... 33

3.5.1 Comportamento anual ........................................................................................................... 33

vii

3.5.1.1 Produção e performance ................................................................................................ 33

3.5.1.2 Potência nominal ............................................................................................................ 37

3.5.2 Evolução mensal ................................................................................................................... 39

3.5.2.1 Radiação Solar ............................................................................................................... 39

3.5.2.2 Produção energética ...................................................................................................... 39

3.5.2.3 Rendimento médio ......................................................................................................... 41

3.5.3 Análise diária ......................................................................................................................... 43

3.5.3.1 Perfis de radiação, potência eléctrica e rendimento ...................................................... 43

3.5.3.2 Efeito da temperatura ..................................................................................................... 45

3.6 Conclusão do capítulo .............................................................................................................. 46

4. Estudo comparativo da implantação a uma escala macro ......................................................... 47

4.1 Enquadramento ........................................................................................................................ 47

4.2 Objectivos do capítulo ............................................................................................................... 47

4.3 Metodologia............................................................................................................................... 48

4.3.1 As tecnologias em estudo ..................................................................................................... 48

4.3.2 Caso de referência .......................................................................................................... 48

4.3.2.1 Localização e condições ambientais .............................................................................. 48

4.3.2.2 Componentes e pressupostos - Diagrama unifilar eléctrico ........................................... 49

4.3.3 Avaliação energética dos sistemas ................................................................................. 52

4.3.3.1 Modelo simplificado ........................................................................................................ 52

4.3.3.2 Simulação computacional ............................................................................................... 56

4.3.4 Layout .................................................................................................................................... 56

4.3.5 Avaliação económico-financeira dos projectos ..................................................................... 58

4.3.5.1 Pressupostos económicos .............................................................................................. 59

4.3.5.2 Pressupostos financeiros ............................................................................................... 61

4.3.5.3 Fluxos financeiros ........................................................................................................... 63

4.3.5.4 Métricas de avaliação económica – decisão de investimento ....................................... 63

4.3.5.5 Análise de sensibilidade à potência instalada ................................................................ 65

4.4 Resultados e respectiva discussão .......................................................................................... 65

4.4.1 Potência instalada ................................................................................................................. 65

4.4.2 Dimensionamento do inversor e transformador .................................................................... 70

4.4.3 Layout .................................................................................................................................... 71

4.4.4 Avaliação energética ............................................................................................................. 73

4.4.5 Avaliação económico-financeira ........................................................................................... 75

4.5 Perspectiva sobre a evolução nos próximos 5 anos ................................................................ 76

4.6 Estudo de sensibilidade ............................................................................................................ 79

5. Conclusões ...................................................................................................................................... 81

viii

Referências .......................................................................................................................................... 84

ANEXOS................................................................................................................................................ 86

A - Cálculo dos sombreamentos no sistema PV fixo experimental ............................................... 86

B - Perdas nos cabos do estudo experimental ................................................................................ 87

C - Informações complementares obtidas do estudo experimental .............................................. 88

D - Fichas técnicas .............................................................................................................................. 92

E - Anexo I do programa de procedimento do concurso público .................................................. 98

F - Tabela tarifária de média tensão 2011 e cálculo da tarifa não bonificada ............................... 99

G - Gráficos complementares sobre a optimização energética ................................................... 101

H - Modelos económico-financeiros ................................................................................................ 103

I - Relatórios das simulações no programa PVsyst ....................................................................... 106

J - Figuras do layout e cálculo das perdas reais nos cabos ........................................................ 114

L - Gráficos complementares da análise económico-financeira .................................................. 116

M - Gráficos complementares ao estudo do capítulo 4.5 .............................................................. 118

ix

Lista de Figuras

Figura 1: Previsões sobre o preço do petróleo, dependência externa e emissões de CO2 [3] .............. 2

Figura 2: Corte transversal de uma célula fotovoltaica [6] ...................................................................... 6

Figura 3: Efeito fotovoltaico na junção p-n [6] ......................................................................................... 6

Figura 4: Curvas características do funcionamento de um módulo [6] ................................................... 7

Figura 5: Influência da intensidade de radiação (à esquerda) e da temperatura (à direita) no gráfico I

vs V .......................................................................................................................................................... 7

Figura 6: Tipos de células solares [7] ...................................................................................................... 8

Figura 7: Aspectos de módulos de silício monocristalino, policristalino e amorfo (da esquerda para a

direita) ...................................................................................................................................................... 9

Figura 8: Módulos CPV dos modelos 1ª geração (à esquerda) e 2ª geração (à direita) estudados

neste trabalho ........................................................................................................................................ 10

Figura 9: As duas principais estratégias utilizadas para reduzir o material semicondutor [9] .............. 11

Figura 10: Perspectivas de evolução da eficiência dos módulos das várias tecnologias [10] .............. 12

Figura 11: Comparação acerca da influência da temperatura entre a tecnologia CPV e as restantes

[10] ......................................................................................................................................................... 13

Figura 12: Perfil de potência debitada durante um dia de céu limpo para a tecnologia CPV e para um

sistema tradicional sem seguimento solar (ex. de uma central com uma potência nominal de 6,15kW)

[10] ......................................................................................................................................................... 13

Figura 13: Cálculo do ângulo de aceitação mínimo [9] ......................................................................... 15

Figura 14: Variação da potência disponível com o ângulo de aceitação dos módulos [10] ................. 16

Figura 15: Diferença entre os efeitos da refracção e reflexão na radiação recebida [9] ...................... 16

Figura 16: Ilustrações sobre o funcionamento de uma lente de Fresnel .............................................. 17

Figura 17: Representação do funcionamento do sistema óptico de reflexão dos módulos CPV [10] .. 17

Figura 18: Curvas de evolução das eficiências das várias tecnologias fotovoltaicas [9] ...................... 18

Figura 19: Influência da temperatura e do factor de concentração na eficiência nominal das células

CPV [13] ................................................................................................................................................ 18

Figura 20: Representação sobre a relação entre a forma de construção das células multi-junção e o

espectro solar captado por cada um dos seus materiais [9] ................................................................. 19

Figura 21: Demonstração da adequabilidade dos materiais utilizados nas células multi-junção a uma

captação eficiente do comprimento de onda da radiação solar [13] ..................................................... 19

Figura 22: Seguidores solares com módulos CPV de 1ª geração (à esquerda) e de 2ª geração (à

direita) [10] ............................................................................................................................................. 20

Figura 23: Instalação experimental estudada no Porto Alto ................................................................. 21

Figura 24: Potências máximas atingidas em cada mês de estudo ....................................................... 37

Figura 25: Radiações mensais obtidas relativas a cada sistema fotovoltaico ...................................... 39

Figura 26: Produções mensais obtidas relativas a cada sistema fotovoltaico ...................................... 40

Figura 27: Variação mensal dos rendimentos médios de cada sistema ............................................... 41

x

Figura 28: Gráfico input - output para o mês de Junho ......................................................................... 42

Figura 29: Perfis de radiação diária recebida por cada sistema dia 15 de Junho ................................ 43

Figura 30: Potências eléctricas debitadas por cada sistema ao longo do dia 15 de Junho ................. 44

Figura 31: Rendimentos exibidos por cada sistema ao longo de dia 15 de Junho .............................. 45

Figura 32: Efeito da temperatura ambiente na potência debitada pelo sistema CPV .......................... 45

Figura 33: Efeito da temperatura ambiente na potência debitada pelo sistema CPV .......................... 46

Figura 34: Imagem de satélite do terreno e da subestação em Tunes ................................................. 49

Figura 35: Diagrama unifilar eléctrico .................................................................................................... 49

Figura 36: Sombreamento de um campo fotovoltaico inclinado ........................................................... 58

Figura 37: Gráfico da variação da energia com a potência instalado no sistema CPV ........................ 66

Figura 38: Gráfico da variação da energia com a potência instalado no sistema PV fixo .................... 66

Figura 39: Gráfico da variação da energia com a potência instalado no sistema PV tracker .............. 67

Figura 40: Variação da TIR com a potência instalada no sistema CPV ............................................... 67

Figura 41: Variação do LCOE com a potência instalada no sistema CPV ........................................... 68

Figura 42: Variação da TIR com a potência instalada no sistema PV fixo ........................................... 68

Figura 43: Variação do LCOE com a potência instalada no sistema PV fixo ....................................... 69

Figura 44: Variação da TIR com a potência instalada no sistema PV tracker ...................................... 69

Figura 45: Variação do LCOE com a potência instalada no sistema PV tracker .................................. 70

Figura 46: Evoluções esperadas para os próximos 5 anos da TIR accionista dos projectos em estudo

............................................................................................................................................................... 77

Figura 47: Evoluções esperadas para os próximos 5 anos do kWh/kWp dos projectos em estudo .... 78

Figura 48: Evoluções esperadas para os próximos 5 anos do LCOE dos projectos em estudo .......... 78

Figura 49: Gráfico input - output do período de estudo no sistema CPV ............................................. 90

Figura 50: Gráfico input - output do período de estudo no sistema PV fixo ......................................... 90

Figura 51: Gráfico input - output do período de estudo no sistema PV tracker .................................... 91

Figura 52: Ficha técnica do módulo CPV utilizado no capítulo 3 .......................................................... 92

Figura 53: Ficha técnica do módulo de silício policristalino do estudo do capítulo 3............................ 92

Figura 54: Ficha técnica do módulo CPV utilizado no capítulo 4 .......................................................... 93

Figura 55: Ficha técnica do módulo de silício policristalino do estudo do capítulo 4............................ 93

Figura 56: Ficha técnica do seguidor solar do estudos dos capítulos 3 e 4 ......................................... 94

Figura 57: Ficha técnica do inversor do sistema CPV da instalação experimental .............................. 94

Figura 58: Ficha técnica do inversor dos sistemas PV fixo e PV tracker da instalação experimental.. 95

Figura 59: Ficha técnica do inversor PV500NA .................................................................................... 96

Figura 60: Ficha técnica do inversor 630kW ......................................................................................... 96

Figura 61: Ficha técnica dos transformadores herméticos Efacec de 500 e 630 kVA inclusive .......... 97

Figura 62: Mapa de potência disponível por área e zonas de rede ...................................................... 98

Figura 63: Preços da electricidade em média tensão ........................................................................... 99

Figura 64: Horários praticados em ciclo semanal ............................................................................... 100

Figura 65: Variação da energia produzida com uma gama reduzida de potências no sistema CPV . 101

xi

Figura 66: Variação da energia produzida com uma gama reduzida de potências no sistema PV fixo

............................................................................................................................................................. 102

Figura 67: Variação da energia produzida com uma gama reduzida de potências no sistema PV

tracker .................................................................................................................................................. 102

Figura 68: Folha de cálculo económico-financeiro para o sistema CPV ............................................ 103

Figura 69: Folha de cálculo económico-financeiro para o sistema PV fixo ........................................ 104

Figura 70: Folha de cálculo económico-financeiro para o sistema PV tracker ................................... 105

Figura 71: Página 1 do relatório da simulação do programa PVsyst para o sistema PV tracker ....... 106

Figura 72: Página 2 do relatório da simulação do programa PVsyst para o sistema PV tracker ....... 107

Figura 73: Página 3 do relatório da simulação do programa PVsyst para o sistema PV tracker ....... 108

Figura 74: Página 4 do relatório da simulação do programa PVsyst para o sistema PV tracker ....... 109

Figura 75: Página 1 do relatório da simulação do programa PVsyst para o sistema PV fixo ............. 110

Figura 76: Página 2 do relatório da simulação do programa PVsyst para o sistema PV fixo ............. 111

Figura 77: Página 3 do relatório da simulação do programa PVsyst para o sistema PV fixo ............. 112

Figura 78: Página 4 do relatório da simulação do programa PVsyst para o sistema PV fixo ............. 113

Figura 79: Layout do sistema PV fixo .................................................................................................. 114

Figura 80: Layout do sistema PV tracker ............................................................................................ 114

Figura 81: Variação do €/kW e da receita/investimento com a potência instalada no sistema CPV .. 116

Figura 82: Variação do €/kW e da receita/investimento com a potência instalada no sistema PV fixo

............................................................................................................................................................. 117

Figura 83: Variação do €/kW e da receita/investimento com a potência instalada no sistema PV

tracker .................................................................................................................................................. 117

Figura 84: Evoluções esperadas para os próximos 5 anos do €/Wp dos projectos em estudo ......... 118

Figura 85: Evoluções esperadas para os próximos 5 anos do IE dos projectos em estudo .............. 118

Figura 86: Evoluções esperadas para os próximos 5 anos do payback dos projectos em estudo .... 119

xii

Lista de Tabelas

Tabela 1: Principais características dos módulos fotovoltaicos em estudo .......................................... 22

Tabela 2: Registo das radiações e energias produzidas nos três sistemas com os valores a corrigir a

vermelho ................................................................................................................................................ 24

Tabela 3: Tensões de circuito aberto mínimas e máximas medidas em campo para os 3 sistemas e

correspondentes rendimentos de missmatch de módulos .................................................................... 30

Tabela 4: Rendimentos dos cabos dos três sistemas em estudo ......................................................... 31

Tabela 5: Temperaturas de referência e factores de perda por temperatura ....................................... 32

Tabela 6: Temperaturas médias referentes a cada sistema ................................................................. 32

Tabela 7: Rendimentos correspondentes às perdas por temperatura dos três sistemas em estudo... 32

Tabela 8: Rendimentos correspondentes às perdas IAM dos três sistemas em estudo ...................... 32

Tabela 9: Principais resultados obtidos do estudo experimental .......................................................... 34

Tabela 10: Relação entre os resultados dos quocientes das produções experimentais e teoricamente

esperadas entre diferentes períodos de um dia .................................................................................... 35

Tabela 11: Rendimentos médios anuais dos três sistemas fotovoltaicos ............................................. 36

Tabela 12: Relação entre as potências reais e teóricas no dia 5 de Maio ........................................... 38

Tabela 13: Modelos e principais características dos módulos utilizados no estudo teórico ................. 48

Tabela 14: Radiações em cada um dos sistemas obtidas da base de dados Meteonorm ................... 52

Tabela 15 Coeficientes de temperatura e NOCT dos módulos policristalinos ...................................... 53

Tabela 16: Tipos de perda e respectivos valores para cada sistema em estudo ................................. 54

Tabela 17: Orçamento das três centrais fotovoltaicas em projecto ...................................................... 60

Tabela 18: Despesas previstas na operação e manutenção das centrais fotovoltaicas ...................... 61

Tabela 19: Potências fotovoltaicas a instalar partindo de pressupostos energéticos .......................... 67

Tabela 20: Modelos de inversores candidatos e respectivas potências máximas de entrada ............. 70

Tabela 21: Potências de entrada nos inversores .................................................................................. 71

Tabela 22: Modelos de transformadores candidatos e respectivas potências máximas de entrada ... 71

Tabela 23: Potências de entrada nos inversores .................................................................................. 71

Tabela 24: Quantidade dos principais componentes dos sistemas fotovoltaicos e tensões e

intensidades de saída ............................................................................................................................ 72

Tabela 25: Valores finais das potências a instalar e correspondentes números de módulos e

seguidores ............................................................................................................................................. 72

Tabela 26: Perdas reais nos cabos ....................................................................................................... 72

Tabela 27: Perdas consideradas pelos modelos teóricos e de simulação ........................................... 73

Tabela 28: Principais resultados obtidos dos modelos teóricos e de simulação .................................. 74

Tabela 29: Resultados finais da avaliação energética após correcções .............................................. 75

Tabela 30: Principais resultados obtidos da avaliação económico-financeira dos projectos ............... 75

Tabela 31: Previsões de aumentos de eficiência dos módulos das tecnologias CPV e policristalina . 76

Tabela 32: Previsões de diminuição no custo dos módulos das tecnologias CPV e policristalina....... 77

xiii

Tabela 33: Análise de sensibilidade ao CAPEX.................................................................................... 79

Tabela 34: Análise de sensibilidade ao rendimento nominal dos módulos .......................................... 80

Tabela 35: Perda energética no sistema PV fixo por efeito do sombreamento .................................... 86

Tabela 36: Valores utilizados no cálculo dos rendimentos dos cabos .................................................. 87

Tabela 37: Registos experimentais da potência, DNI e temperatura de célula máximas em cada mês

de estudo ............................................................................................................................................... 88

Tabela 38: Registos experimentais da potência, radiação e temperatura de célula máximas em cada

mês de estudo ....................................................................................................................................... 88

Tabela 39: Registos experimentais da potência, radiação e temperatura de célula máximas em cada

mês de estudo ....................................................................................................................................... 89

Tabela 40: Registos experimentais da temperatura ambiente e velocidade do vento máximos em cada

mês de estudo ....................................................................................................................................... 89

Tabela 41: Número de horas de ponta e cheias consideradas........................................................... 100

Tabela 42: Valores dos parâmetros e respectivas perdas calculadas nos vários níveis considerados

para os vários sistemas em estudo ..................................................................................................... 115

Tabela 43: Áreas fotovoltaicas e de terreno utilizadas por cada sistema ........................................... 115

xiv

Notação

Lista de acrónimos AC Alternate Current

BG Band Gap

CAPEX Capital Expenditure

CPV Concentrated Photovoltaics

DC Direct Current

DNI Direct Normal Irradiance

ERSE Entidade Reguladora do Sector Energético

IAM Incident Angle Modifier

MPP Maximum Power Point

MPPT Maximum Power Point Tracking

NOCT Normal Operating Cell Temperature

OC Open Circuit

OPEX Operation Expenditure

PCS Posto de Corte e Seccionamento

PR Performance Ratio

PVsyst PhotoVoltaic Systems

SC Short Circuit

Lista de variáveis

Ângulo de inclinação dos módulos

Ângulo de altitude solar mínimo

i Rendimento referente à perda i de uma central fotovoltaica

Médio Rendimento médio dos módulos num determinado período de tempo

módulo Rendimento nominal de um módulo fotovoltaico

AE Amortização do exercício

çãoAsec Área da secção dos cabos

b Altura das fileiras de strings

CFA Cash-Flow accionista

CFE Cash-Flow de exploração

d Espaçamento entre conjuntos de strings

E Energia produzida durante um determinado período de tempo

erimentalEexp Energia produzida experimentalmente

xv

alnoE min Energia produzida pelos módulos em condições nominais

tossombreamenE Estimativa da energia não produzida pelo sistema PV fixo devido a sombreamentos

teóricaE Energia produzida pelos sistemas segundo os pressupostos enunciados

totalE Energia total produzida pelos sistemas fotovoltaicos no seu período de vida

EFF Encargos financeiros com o financiamento

Tf Factor de perda por temperatura

scI Corrente de curto-circuito

totalI Intensidade de corrente total à entrada de cada inversor

IR Índice de rentabilidade

cobrek Condutibilidade eléctrica do cobre

L Comprimento dos cabos

LCOE Levelized cost of energy

módulosN Número de módulos

seguidormódulosN Número de módulos por seguidor

stringmódulosN Número de módulos por string

seguidoresN Números de seguidores solares

stringsN Número de strings

inversorstringsN Número de strings por inversor

seguidorstringsN Número de strings por seguidor

erimentalPRexp Performance ratio experimental

teóricoPR Performance ratio teórico

instaladaP Potência instalada na central fotovoltaica

energética

instaladaP Potência instalada na central fotovoltaica segundo pressupostos energéticos

móduloP Potência nominal de um módulo fotovoltaico

realP Potência debitada pelos sistemas fotovoltaicos

teóricaP Potência debitada pelos sistemas segundo a estimativa realizada

R Radiação solar

RB Resultado bruto

RL Resultado líquido

ambienteT Temperatura ambiente

célulaT Temperatura de célula

xvi

TIR Taxa interna de rentabilidade

VAL Valor actualizado líquido

ocV Tensão em circuito aberto

totalV Tensão à saída de cada string

WACC Weighted average cost of capital

1

Capítulo 1

1. Introdução

1.1 Enquadramento e objectivos gerais do trabalho O presente trabalho surge na sequência da disponibilidade da empresa De Viris, através do

Engenheiro Francisco Veiga Macedo, em acolher um aluno em final de curso para ajudar no

seguimento de um estudo de uma tecnologia inovadora que se encontra numa fase inicial de

implementação no mercado.

Trata-se de uma tecnologia fotovoltaica que recorre à concentração solar, mais conhecida por CPV –

Concentrated PhotoVoltaics. Enquadra-se, assim, na área de especialização em causa, a energia,

mais concretamente a energia solar e as energias renováveis, campo da ciência extremamente

importante na actualidade dada importância histórica que deverá vir a ter, ou seja, a substituição dos

meios tradicionais de transformação energética que são finitos, poluentes e cada vez mais caros

devido à cada vez maior procura e escassez, por recursos naturais inesgotáveis e amigos do

ambiente como é o caso do sol.

Actualmente a potência eléctrica instalada no mundo é de 2TW mas, devido ao aumento do consumo

de energia e substituição das centrais de produção em fim de vida, vários cenários de vários

organismos estimam que em 2030 a procura será de aproximadamente 6TW [1]. Estes números

espelham a premente necessidade de substituir os combustíveis fósseis por recursos naturais. Para

isso é necessária a implementação em larga escala de equipamentos que consigam aproveitar a

enorme quantidade de energia que a natureza nos fornece. Como exemplo, o tipo de energia objecto

de estudo no presente trabalho, a energia solar, que está disponível na superfície terrestre numa hora

é a necessária para suprir as necessidades energéticas actuais mundiais de um ano. Mas, para que

esta possa ser aproveitada, é necessário investir em inovação que permita que as técnicas de

conversão de energia se tornem de tal forma eficientes e competitivas que possam substituir os

meios tradicionais.

Este trabalho visa dar uma pequena contribuição já que inclui o estudo de uma das tecnologias mais

promissoras na área da energia solar – o CPV. Mais concretamente, trata-se de um estudo com

objectivo principal a comparação, energética e económica, com a tecnologia convencional de silício

policristalino com e sem seguimento solar, e está estruturado da seguinte forma:

Capítulo 1 – Introdução teórica ao tema em que o trabalho se insere, i.e, o actual paradigma

energético e a energia solar.

Capítulo 2 – Descrição das principais características das tecnologias fotovoltaicas em estudo.

Começa com a explicação sobre o modo como a conversão energética é feita nas células

fotovoltaicas, segue com as principais características eléctricas de funcionamento dos módulos,

com a descrição das tecnologias convencionais e, no final, apresenta um principal foco na

tecnologia CPV.

2

Capítulo 3 – Apresenta o estudo experimental com base numa instalação piloto já montada.

Contém três partes principais: o tratamento dos dados; a montagem do cenário de referência onde

se calculam os resultados esperados; e a apresentação e discussão dos resultados, em particular

dos parâmetros principais – radiação, produção e rendimento.

Capítulo 4 – Implantação a um nível macro das várias tecnologias estudadas no capítulo anterior

através do estudo de uma central de 2MW que inclui a montagem dos modelos energético e

económico-financeiro. Após a discussão dos resultados para o momento actual termina com um

estudo sobre as perspectivas de evolução dos resultados em função da evolução das tecnologias.

Capítulo 5 – Apresenta as conclusões principais do trabalho incluindo a transposição de uma

escala micro para uma escala macro.

1.2 O actual paradigma energético O actual paradigma energético assenta numa grande dependência dos combustíveis fósseis como

fonte primária de energia, o que acarreta graves consequências negativas para a actual e futura

qualidade de vida da humanidade. Para os países compradores significa uma indesejada

dependência externa relativamente aos países produtores, a qual historicamente tem resultado em

instabilidade geopolítica e consequentemente crises económicas e humanitárias. Esta distribuição

não equitativa associada à limitação das reservas fomenta um aumento dos preços, nomeadamente

das taxas de juro e de inflação, o que resulta num menor crescimento económico e

consequentemente uma diminuição da procura por parte dos particulares, do investimento por parte

das empresas e da factura energética do estado. Como acréscimo a estes problemas está o facto da

utilização deste tipo de combustíveis ser feita á base de processos de combustão que têm, em parte,

produtos nocivos para o meio ambiente tal como o CO2 causando danos na qualidade de vida das

actuais gerações através da poluição e pondo em causa as gerações futuras através do

aparecimento e crescimento de acontecimentos ambientais tais como o efeito de estufa com o

aumento das temperaturas e degelo associados, acidez dos solos e nevoeiro fotoquímico [2].

Figura 1: Previsões sobre o preço do petróleo, dependência externa e emissões de CO2 [3]

3

Para além do que foi dito no parágrafo anterior existe um problema de sustentabilidade, conceito

normalmente definido por “satisfazer as necessidades do presente sem hipotecar a capacidade das

gerações futuras de satisfazerem as suas próprias necessidades”, visto que o crescimento da

população tem sido exponencial (principalmente nos países emergentes actualmente denominados

de “BRIC” – Brasil, Rússia, Índia e China) enquanto o crescimento dos recursos energéticos tem sido,

apenas, aritmético, o que na teoria levaria ao fim da civilização. No entanto, ultimamente as

organizações governamentais, as empresas do ramo e as próprias pessoas têm tomado consciência

de que o actual paradigma energético terá de ser quebrado através de um desenvolvimento

sustentável que poderá ser alcançado através de uma mudança que tem como base duas ideias

consensuais: eficiência energética no consumo e descarbonização da oferta (utilização de

renováveis).

O rendimento global do nosso sistema energético é baixo. Por exemplo, em França, durante 2000, foi

necessário utilizar 252 Mtep de energia primária para satisfazer as necessidades de energia útil de 86

Mtep, correspondendo a um rendimento de aproximadamente 34%. Houve, deste modo, perdas de

166 Mtep nas transformações energéticas a que esta energia primária foi sujeita (refinação, produção

eléctrica, etc) e na sua utilização final (rendimento dos aparelhos eléctricos domésticos, nos veículos,

etc). Estas perdas de 166 Mtep surgem como o principal factor de desperdício de energia e, em

consequência, como a principal causa de emissão desnecessária de CO2 [4]. Por isso há que investir

no seu aumento nas fases de conversão eléctrica e mecânica associando estes esforços a um

discurso social educativo com o objectivo de uma utilização racional dos recursos disponíveis.

Um sistema energeticamente sustentável deve integrar fontes de energia renováveis e combustíveis

com baixo teor de emissões, que estejam disponíveis a custos razoáveis. Apesar do facto de que a

disponibilização de novas infra-estruturas energéticas ser uma tarefa para várias décadas, um

número crescente de empresas têm vindo a envolver-se no desenvolvimento e comercialização

destas novas tecnologias. No entanto, não há tecnologias ideais pelo que é necessário investir no

desenvolvimento de todas elas para encontrar o mix energético óptimo:

Centrais hídricas – Óptima fonte de potência com a desvantagem de não haver locais suficientes

para suprir as necessidades, os quais, na actualidade, apenas existem nos países em

desenvolvimento.

Energia eólica Onshore e Offshore – Economicamente competitiva, mas altamente intermitente e

imprevisível.

Geotérmico – É uma boa fonte de energia mas, apenas, nos sítios onde o recurso existe.

Energia das ondas – Está, ainda, numa fase essencialmente experimental e apresenta a

desvantagem de necessitar de manutenção cara e contínua.

Biomassa – É a melhor escolha para a substituição dos combustíveis líquidos na área dos

transportes mas tem como desvantagem o facto de não haver recurso suficiente para suprir todas

as necessidades.

Solar fotovoltaico – Adequa-se à utilização tanto a micro e a macro - escala. Tem a vantagem de

apenas produzir em horas de ponta de consumo. No entanto, ainda tem preços que, para ser

economicamente competitivo, necessita de apoio estatal.

4

Então, a expectativa é a de que um sistema energético futuro com baixo teor em emissões de gases

de efeito de estufa basear-se-á, provavelmente, numa combinação de energias com diferentes

origens, de vectores e de sistemas de conversão energética que assumirão formas distintas nas

diversas regiões do mundo [4].

Será sobre o tema do solar fotovoltaico que este trabalho irá incidir, tentando dar uma perspectiva

sobre o estado de desenvolvimento da tecnologia em termos de produção energética e de viabilidade

económica.

5

Capítulo 2

2. O solar fotovoltaico

2.1 A conversão fotovoltaica As células fotovoltaicas são o elemento chave de um sistema fotovoltaico pois é nelas que se dá o

efeito fotovoltaico através do qual a energia da radiação solar é convertida, com uma determinada

eficiência, em electricidade. Para que tal seja possível, elas são constituídas por um ou mais

materiais semicondutores ao qual são adicionadas substâncias, denominadas por dopantes, de modo

a criar um meio adequado ao estabelecimento do efeito fotovoltaico. Os materiais semicondutores

são os adequados pois são sólidos e têm uma estrutura atómica cristalina de condutividade eléctrica

intermédia que permite um tratamento químico que lhes permite transmitir e controlar a corrente

eléctrica.

O melhor e mais utilizado exemplo é o do silício, o material mais utilizado em aplicações fotovoltaicas.

Um átomo deste material tem 14 electrões dispostos por três bandas de energia, estando as duas

primeiras completas e a terceira (denominada banda de valência) parcialmente ocupada por quatro

electrões em oito “vagas” disponíveis. Por isso, de modo a ficar num estado estável cada um destes

quatro forma uma ligação covalente com o átomo seguinte formando uma estrutura cristalina [5].

Para que os electrões se possam deslocar têm de adquirir energia suficiente para passarem da

banda de valência para a banda de condução. Esta energia é normalmente designada pelo inglês

Band Gap (BG) que no caso do silício é 1,12 eV. Quando um fotão da radiação solar contendo

energia suficiente atinge um electrão da banda de valência, este move-se para a banda de condução,

deixando um “buraco” no seu lugar, o qual se comporta como uma carga positiva. Neste caso, diz-se

que o fotão criou um par electrão – buraco [5].

No entanto este silício no estado puro, dada a estabilidade dos seus electrões, é mau condutor da

electricidade e por isso é necessária a sua dopagem com outros elementos pois, sem a qual, os

electrões passariam para a banda de condução mas acabariam por se recombinar com os buracos,

não dando origem a qualquer corrente eléctrica [5].

Para haver corrente eléctrica é necessário que exista um campo eléctrico, o qual é conseguido

através da referida dopagem. Este processo consiste na introdução de elementos químicos com o

objectivo de alterar as suas propriedades eléctricas, criando duas camadas na célula: a camada tipo

p e a camada tipo n, que possuem, respectivamente, um excesso de cargas positivas e um excesso

de cargas negativas, relativamente ao silício puro.

O boro (3 electrões de valência) é o dopante usado para criar a região tipo p. Um átomo deste

elemento forma quatro ligações covalentes com quatro átomos vizinhos de silício, mas como só

possui três electrões na banda de valência, existe uma ligação apenas com um electrão, enquanto as

restantes três ligações possuem dois electrões. A ausência deste electrão é considerada um buraco,

o qual se comporta como uma carga positiva que viaja através do material, pois de cada vez que um

6

electrão vizinho a preenche, outro buraco se cria. A razão entre átomos de boro e átomos de silício é

normalmente da ordem de 1 para 10 milhões [5].

O fósforo é o material usado para criar a região n, tem cinco electrões na sua banda de valência, pelo

que cria quatro ligações covalentes com os átomos de silício e deixa um electrão livre, que viaja

através do material. A razão entre átomos de fósforo e de silício é próxima de 1 para 1000 [5].

Na região onde os dois materiais se encontram, designada junção p-n, cria-se, assim, um campo

eléctrico que separa os portadores de carga que a atingem: os electrões, excitados pelos fotões com

energia suficiente para excitar electrões da banda de valência para a banda de condução, são

acelerados para um terminal negativo, ao passo que os buracos são enviadas para um terminal

positivo. Nestas condições, ligando os terminais (sendo o contacto frontal o terminal negativo e o

contacto traseiro o terminal positivo) a um circuito que se fecha exteriormente através de uma carga

(no caso da figura 2 uma lâmpada), circulará corrente eléctrica. O processo descrito pode ser

visualizado através dos esquemas das figuras 2 e 3.

Figura 2: Corte transversal de uma célula fotovoltaica [6]

Figura 3: Efeito fotovoltaico na junção p-n [6]

2.2 Módulos fotovoltaicos A potência máxima que uma célula fotovoltaica de tamanho comum é capaz de debitar é insuficiente

para as mais variadas aplicações, pelo que estas são conectadas em série ou em paralelo formando

um módulo fotovoltaico.

Geralmente, a potência dos módulos é dada pela sua potência nominal (ou de pico – Pm na figura 4).

Associados a este parâmetro existem outros que caracterizam electricamente o funcionamento de um

7

módulo: Tensão de circuito aberto (VOC); Corrente de curto-circuito (ISC); Tensão e corrente à potência

máxima (Vmp, Imp).

As conhecidas curvas características do funcionamento de um módulo fotovoltaico estão

representadas no exemplo da seguinte figura. São elas a corrente e a potência em função da tensão.

Figura 4: Curvas características do funcionamento de um módulo [6]

A condição padrão para se obter as curvas características dos módulos é definida, para os módulos

planos convencionais, para uma radiação de 1000W/m2 (radiação recebida na superfície da Terra

num dia claro, ao meio dia solar) e uma temperatura de célula de 25ºC.

Os principais factores que influenciam nas características eléctricas de um painel são a intensidade

da radiação solar e a temperatura das células. A corrente gerada nos módulos aumenta linearmente

com o aumento da radiação incidente. Por outro lado, o aumento da temperatura na célula faz com

que a eficiência do módulo diminua alterando o ponto de operação para potência máxima gerada

(MPP – maximum power point).

Figura 5: Influência da intensidade de radiação (à esquerda) e da temperatura (à direita) no gráfico I vs V

A orientação dos módulos fotovoltaicos tem, por isso, um papel fundamental na produção de

electricidade obtida pois a radiação adquirida depende desta. A regra universalmente utilizada é a de

que inclinando-os com um ângulo igual ao da latitude do local em que se encontram, a radiação solar

média incidente sobre o módulo ao longo do ano é maximizada. Alguns sistemas possuem

seguidores solares (trackers em inglês), dispositivos electromecânicos programados com o algoritmo

do movimento do sol ao longo do ano, sendo assim conseguida uma maximização da radiação

recebida à custa de um aumento do investimento.

8

2.3 Tecnologias fotovoltaicas A tecnologia fotovoltaica actualmente existente pode ser dividida em três subcategorias. As células de

1ª geração, feitas a partir de silício cristalino, englobam as soluções monocristalinas, policristalinas e

amorfa. As de 2ª geração apareceram há cerca de 30 anos, e correspondem às soluções de película

fina, na qual a solução amorfa pode ser igualmente incluída segundo alguns manuais. Por fim, a

categoria das células de terceira geração, que engloba vários novos conceitos de células solares, na

sua maioria ainda apenas na fase de desenvolvimento embora algumas sejam utilizadas em

utilizações aeroespaciais e em células multi-junção como será visto mais à frente no capítulo. De

seguida, apresenta-se uma representação esquemática sobre as células existentes com as suas

principais características.

Figura 6: Tipos de células solares [7]

2.3.1 Tecnologia convencional

2.3.1.1 1ª Geração Esta é, ainda, a geração tecnológica que domina o mercado. Hoje em dia, 90% dos geradores

instalados no mundo são feitos à base de silício cristalino. Dentro deste, o silício monocristalino é o

mais antigo e o que mantém o domínio do mercado (60%), sendo utilizado em todo o tipo de

aplicações terrestres de média e elevada potência. O silício policristalino, constituído por um

número muito elevado de cristais, é uma alternativa por um lado um pouco mais barata, mas por

outro, menos eficiente [5].

O silício cristalino (c-Si) é a mais tradicional das tecnologias fotovoltaicas e que ainda hoje apresenta

a maior escala de produção a nível comercial. O c-Si consolidou a sua presença no mercado

fotovoltaico internacional devido a possuir uma robustez extrema e uma elevada fiabilidade.

Em termos de eficiência, as células monocristalinas (m-Si) individuais testadas em laboratório

apresentam actualmente um rendimento até 24%, bastante próximo do máximo rendimento teórico,

sendo que os melhores módulos actualmente disponíveis no mercado apresentam uma eficiência em

9

redor dos 16%, sendo que as diferenças entre a eficiência da melhor célula de laboratório e os

módulos comerciais dão-se devido às perdas de interconexão entre células no painel e à diferença

entre a área activa do painel e a sua área total. No entanto, nesta geração é a tecnologia mais cara

devido às técnicas complexas utilizadas na sua produção. Por outro lado, é necessária uma grande

quantidade de energia no seu fabrico, devido à exigência de utilizar materiais em estado muito puro e

com uma estrutura de cristal perfeita.

O silício policristalino (p-Si) apresenta menor custo de produção dada a maior imperfeição cristalina, a

qual resulta num material menos eficiente aquando da conversão fotovoltaica, factor este que é

parcialmente compensado com um maior aproveitamento da área do painel. Apresentam um

rendimento de aproximadamente 19% e os melhores módulos actualmente disponíveis no mercado

apresentam uma eficiência máxima de 14%. É ainda importante referir que relativamente ao custo

final por unidade de potência (€/Wp), a diferença entre p-Si e m-Si é pouco significativa.

Figura 7: Aspectos de módulos de silício monocristalino, policristalino e amorfo (da esquerda para a direita)

O silício amorfo (a-Si) não tem estrutura cristalina, apresentando defeitos estruturais que, em

princípio, impediriam a sua utilização em células fotovoltaicas, uma vez que aqueles defeitos

potenciavam a recombinação dos pares electrão - buraco.

No entanto, se ao silício amorfo for adicionada uma pequena quantidade de hidrogénio, por um

processo chamado hidrogenização, os átomos de hidrogénio combinam-se quimicamente de forma a

minimizar os efeitos negativos dos defeitos estruturais. O silício amorfo absorve a radiação solar de

uma maneira muito mais eficiente do que o silício cristalino, pelo que é possível depositar uma fina

película de silício amorfo sobre um substracto (metal, vidro, plástico). Este processo de fabrico é

ainda mais barato do que o do silício policristalino [5].

No início dos anos 80 o silício amorfo era visto como a única tecnologia fotovoltaica comercialmente

viável em películas muito finas e por isso imediatamente despontou como a tecnologia ideal para

aplicação em calculadoras, relógios e outros produtos onde o consumo eléctrico apresentava valores,

à partida, muito baixos.

As células de silício amorfo são as que apresentam o custo mais reduzido, mas em contrapartida o

seu rendimento eléctrico é o mais reduzido, de aproximadamente 6% a 8%.

Esta tecnologia constituiu a transição entre as células de primeira e segunda gerações.

2.3.1.2 2ª Geração A segunda geração de células vem responder a uma necessidade de redução do consumo de silício,

pela oferta ser inferior à procura. Por isso apareceram os chamados filmes finos, partículas

10

semicondutoras com uma espessura muito pequena. Tem também a vantagem de ser muito menos

pesada, permitindo aplicações integradas em fachadas de edifícios. A primeira tecnologia pode ser

considerada o já referido silício amorfo. No entanto foram as células de Diselenieto de Cobre e Índio

(CIS) e Telurieto de Cádmio (CdTe) que ao serem mais eficientes e igualmente baratas constituíram

um verdadeiro avanço.

Como se trata de uma tecnologia em filmes finos, tem forte expansão em aplicações arquitectónicas,

visto apresentar uma estética mais atraente e poder substituir materiais utilizados na construção civil

(telhados, fachadas, etc), uma vez que a sua produção possibilita que os filmes sejam depositados

sobre substratos de baixo custo, como por exemplo o vidro, aço inox e alguns plásticos, possibilitando

assim obter no mercado módulos solares de uma maior versatilidade (ou seja, módulos flexíveis,

inquebráveis, mais leves, semitransparentes, com superfícies curvas) [8].

Ao ser uma tecnologia mais barata que o c-Si, em casos em que a área de terreno disponível não é

um problema, a sua utilização proporciona um menor custo por unidade de energia produzida.

2.3.2 A tecnologia de concentração - CPV

2.3.2.1 Caracterização

Figura 8: Módulos CPV dos modelos 1ª geração (à esquerda) e 2ª geração (à direita) estudados neste trabalho

Um sistema fotovoltaico de concentração (CPV – Concentration PhotoVoltaics) converte a energia da

radiação solar em energia eléctrica tal como os sistemas convencionais o fazem. A principal diferença

está na adição de um sistema óptico que concentra essa radiação para cada célula. Estes sistemas

funcionam como telescópios do sol que têm como objectivo ampliar a radiação solar que as células

normalmente receberiam. Esta ampliação pode ter um largo valor de magnitudes que atingem

actualmente um factor de concentração de 1000x. Esta ampla gama faz com que vulgarmente estes

sistemas se dividam em três classes de concentração: baixa (<10x), média (de 10x a 100x) e alta

concentração (>100x até 1000x) [1]. Na verdade, o que estes números significam é que, por exemplo,

uma célula com 1cm2 consegue captar o equivalente a uma área de 1000cm

2 de radiação solar.

Este factor de concentração refere-se ao grau de concentração proporcionado pela óptica e é definido

pela razão entre a radiação incidente nas células solares acopladas ao sistema óptico e a radiação

que receberiam sem sistema óptico. Um outro factor de concentração é usualmente considerado, o

11

qual se refere apenas à geometria, sendo definido como a razão entra a área de entrada do sistema

óptico e a área da célula.

Existem dois principais tipos de sistemas ópticos: os que usam a reflexão da luz através de um ou

mais espelhos e os que utilizam a refracção com recurso a lentes de Fresnel. Estes sistemas serão

abordados mais pormenorizadamente na secção 2.3.2.1.

Estes tipos de sistemas surgiram no âmbito da necessidade de reduzir a quantidade de material

semi-condutor, da forma que se pode observar através da figura seguinte:

Figura 9: As duas principais estratégias utilizadas para reduzir o material semicondutor [9]

Esta necessidade de menor uso de área celular consiste numa das maiores vantagens do CPV visto

que, numa análise apenas com base na relação de áreas, possibilita uma redução nos custos com as

células que são umas das principais fontes de custo nos sistemas fotovoltaicos. Em primeira

aproximação, considerando uma operação do tipo linear em que o output de energia eléctrica seja

proporcional ao input de radiação solar e um sistema com um factor de concentração de

aproximadamente 500, como é o caso da instalação piloto do capítulo 3, a energia produzida será

500 vezes superior que a de um sistema simplesmente exposto à radiação solar sem concentração,

enquanto o custo associado será 1/500 vezes inferior [1]. No entanto, nesta análise é preciso incluir

dois factores: as células utilizadas poderem não ser as mesmas do sistema com o qual se compare a

performance e os custos; a recepção de radiação estar constrangida. Assim, estes dois factos fazem

com que as assunções feitas não se verifiquem na realidade:

Na maioria dos sistemas de CPV, principalmente nos de alta concentração, as células

fotovoltaicas utilizadas diferem das mais frequentemente utilizadas nas tecnologias convencionais

que é o silício cristalino. Devido à necessidade de menor área celular torna-se viável a utilização

das mais dispendiosas e eficientes células multi-junção utilizadas em aplicações espaciais. Estas

consistem em células constituídas por várias camadas de diferentes semi-condutores com

diferentes BG que captam diferentes gamas do espectro solar. As suas eficiências de conversão,

que apenas são realizáveis quando a concentração é elevada, estão actualmente um pouco acima

dos 40% nas células do fabricante Spectrolab, em contraste com os muito menores valores do

silício cristalino, prevendo-se uma melhoria até aos 45%. Como consequência a eficiência deste

tipo de sistemas tem-se demonstrado superior à dos sistemas convencionais e, dada a maior

capacidade de melhoria na eficiência destas células, a perspectiva de evolução da utilização

tecnologia CPV é muito grande.

12

Figura 10: Perspectivas de evolução da eficiência dos módulos das várias tecnologias [10]

A figura 10 mostra a comparação das eficiências teóricas de módulos com algumas das mais

utilizadas células fotovoltaicas, demonstrando que a tecnologia CPV, no presente (2010) com

recurso às células do tipo multi-junção, consegue atingir eficiências superiores a 25%, valor

bastante superior aos das restantes tecnologias. Mostra também o maior potencial de

desenvolvimento do CPV, que actualmente atinge os 26% com o modelo mais recente (utilizado

no capítulo 4) enquanto em 2008 apenas atingia os 17% (modelo estudado na instalação

experimental do capítulo 3).

A verdade é que, como foi dito, estes sistemas funcionam como telescópios que apenas vêm parte

do céu, o que resulta na existência de um ângulo de aceitação no qual a óptica do sistema tem o

seu modo de funcionamento óptimo. Isto é o mesmo que dizer que os sistemas CPV necessitam

de ter um sistema auxiliar de seguimento solar (tracker) de modo a que os raios solares estejam

sempre dirigidos, durante os seus trajectos diários, perpendicularmente ao plano dos módulos. O

ângulo de aceitação será tanto mais apertado quanto maior for o factor de concentração, de tal

forma que a partir de um factor 20 é indispensável um sistema de seguimento com 2 eixos que

permita a precisão requerida. Como este sistema funciona com um ângulo de visão bem definido e

restrito a radiação difusa captada é normalmente residual já que esta será menos vista pelos

espelhos com a redução do ângulo. Então, parte da radiação solar que atinge a superfície terrestre

não é utilizada por estes sistemas (a difusa), resultando assim na utilização da radiação directa

apenas. Isto tem como consequência um abaixamento da potência de saída e consequentemente

não poder ser dito que, em todas as situações, uma alta eficiência traduz-se num proporcional

aumento de electricidade produzida.

Através deste último aspecto conclui-se que este tipo de sistema é aconselhável em localizações

onde as condições climatológicas sejam predominantemente de céu sem nuvens, com muito sol,

situação em que a radiação directa incidente é maximizada. Estas condições estão presentes em

30% da superfície terrestre na qual vivem 40% da população mundial. Será nestes locais que se

estima que a tecnologia CPV deverá ser utilizada como a que permite menores custos e maiores

eficiências de produção de energia eléctrica de origem renovável.

Outra vantagem apresentada pelos sistemas CPV para este tipo de climas é a melhor performance

energética quando sujeitos a elevadas temperaturas, relativamente à maior degradação da eficiência

0%

5%

10%

15%

20%

25%

30%

35%

2008 2009 2010 2011 2012

Rat

ed E

ffic

ien

cy

SolFocus PV Best in Class Poly Crystalline PV

Thin Film Best In Class TF typical

13

que se verifica nos módulos que recorrem ao silício. Este facto pode ser verificado no gráfico da

figura 11 que compara 4 sistemas com potências nominais de 300W cada. Nele, verifica-se que a

40ºC (temperatura registada em muitos locais do mundo) a tecnologia CPV apenas perde 4% da sua

potência máxima enquanto num módulo tradicional com silício policristalino essa perda pode ir até

aos 22%.

Estas menores perdas por temperatura nos sistemas CPV acontecem devido ao facto de os materiais

utilizados pelas células multi-junção, no espectro solar em que cada um actua, apresentarem uma

resposta mais estável às diferentes temperaturas do que aquela que se verifica com o silício.

Figura 11: Comparação acerca da influência da temperatura entre a tecnologia CPV e as restantes [10]

Em jeito de resumo é possível concluir que a tecnologia CPV, em regiões com muita radiação directa,

tem as importantes vantagens:

Ter uma potência de saída AC (kW), e consequentemente energia eléctrica (kWh), superior graças

à sua maior eficiência e necessidade de seguimento solar. Desta forma não só produz mais

energia como também o faz de uma forma mais constante desde o amanhecer até ao anoitecer

(não tendo um pico no meio dia solar como acontece com os sistemas em que os módulos estão

fixos).

Figura 12: Perfil de potência debitada durante um dia de céu limpo para a tecnologia CPV e para um sistema tradicional sem seguimento solar (ex. de uma central com uma potência nominal de 6,15kW) [10]

Produzir uma maior quantidade de energia por unidade de potência (MWp) instalada o que

significa que uma central fotovoltaica que utilize esta tecnologia pode ser mais pequena em

relação às outras suprindo ainda assim as mesmas necessidades. Isto deve-se à combinação do

efeito de temperatura, da maior eficiência, do sistema preciso de seguimento solar e da usual

maior percentagem de radiação directa nos climas quentes.

220 230 240 250 260 270 280 290 300

SolFocus

Mono-Si PV

Poly-Si PV

Thin-Film

Power (W)

Rated Power Power @20C Ambient Power @40C Ambient

-2,0

0,0

2,0

4,0

6,0

8,0

5:0

0

6:0

0

7:0

0

8:0

0

9:0

0

10

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11

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12

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13

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14

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15

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16

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19

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20

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21

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22

:…AC

Ou

tpu

t P

ow

er [

kW]

Puertollano, Spain. May 2009

SolFocus CPV Typical PV Fixed Tilt

14

Com todas as vantagens e desvantagens do CPV já devidamente analisadas é de bom senso dizer

que esta tecnologia é apenas mais uma na área da energia solar que tem as suas características

próprias e consequentemente as suas aplicações óptimas. A chave está então na escolha correcta da

melhor tecnologia para cada aplicação específica.

Assim como o tipo de aplicação, o tipo de mercado também parece a estar bem definido para o CPV.

Em locais com muito sol, como Portugal, o CPV aplica-se a zonas onde haja restrição de área a

utilizar em grande parte por causa do seu bom rácio kWh/kWp e das células de pequena dimensão

que utiliza. É uma tecnologia escalável em que a produção em massa do sistema óptico não é um

problema tendo assim uma grande facilidade de ser aplicado aos mercados de grande escala.

Então se o tipo de aplicação e o tipo de mercado estão identificados e se prevê uma grande

capacidade de progressão porque é tão difícil o progresso?

Historicamente há uma grande desconfiança em tecnologias que embora tenham um grande

potencial ainda não foram suficientemente testadas em aplicações reais. Há um grande conflito de

escolha (tradeoff) por não se querer perder outro tipo de qualidades já adquiridas com outros

sistemas em detrimento de novas tecnologias que apresentam vantagens e qualidades diferentes

[10]. Estas dúvidas iniciais sobre custos, performance e fiabilidade atrasam o investimento e

consequentemente a inovação, o progresso e a implantação no mercado.

2.3.2 Design Nesta secção analisa-se mais especificamente os elementos constituintes mais importantes de um

sistema CPV, i.e., os sistemas ópticos e as células fotovoltaicas do tipo multi-junção. No subcapítulo

final será feita uma breve descrição dos módulos CPV utilizados no restante trabalho.

2.3.2.1 Sistema óptico Os tipos de elementos ópticos dividem-se em dois grupos, os que utilizam a refracção e os que

utilizam a reflexão da radiação solar, os quais têm a sua base teórica na óptica anidólica para

obtenção de concentração.

A óptica anidólica, também chamada óptica não formadora de imagem (do Inglês nonimaging optics),

é um ramo relativamente recente da óptica cuja aplicação se dá em dispositivos ópticos que não

procuram a formação de imagem, mas apenas transferir a energia da luz de uma fonte para um

receptor. O princípio fundamental deste ramo da óptica é o teorema dos raios extremos. Este, em

termos gerais, diz-nos que se um sistema óptico transfere a luz dos extremos da fonte para os

extremos do receptor, então a luz emitida pelos pontos internos da fonte também se transmitiria para

pontos internos do receptor. Este princípio contrasta com a condição muito mais restritiva que as

ópticas formadoras de imagem devem cumprir, em que a luz emitida por cada ponto da fonte

(objecto) se concentra no correspondente ponto do receptor (imagem). Sem dúvida, as duas

aplicações mais importantes das ópticas anidólicas são a concentração de energia solar e a

iluminação [11].

A concentração permite substituir área de células fotovoltaicas de alta eficiência mas de preço

elevado por área de ópticas mais baratas no caso das aplicações fotovoltaicas.

15

Para baixas concentrações, um concentrador solar pode estar parado por períodos de tempo

relativamente longos e o seu apontamento ao sol apenas ajustado periodicamente. Para alta

concentração, no entanto, o seguimento do sol tem que ser mais preciso, implicando ajustes

constantes no alinhamento do concentrador. À capacidade que um concentrador estacionário tem de

captar a luz do sol à medida que este se move no céu, chama-se aceitação. As ópticas anidólicas

maximizam a aceitação, pelo que minimizam a necessidade de seguir o sol. No entanto, uma grande

aceitação tem efeitos práticos muito mais abrangentes, pelo que a aceitação pode ser vista como

uma medida da tolerância de um concentrador. Esta tolerância deve ser capaz de acomodar outros

factores como as imprecisões na montagem do concentrador, imperfeições nas superfícies ópticas,

efeitos do vento que fazem o concentrador oscilar, e outras considerações práticas que reduzem a

eficiência das ópticas concentradoras. Ao maximizar a tolerância a estas imperfeições, as ópticas

anidólicas têm o potencial de acomodar um fabrico menos preciso das ópticas, tolerar sistemas de

seguimento menos robustos e menos precisos e permitir uma instalação simplificada dos

componentes. Todos estes factores contribuem para o potencial de desenvolver sistemas mais

baratos [11].

Além destes factores, as ópticas anidólicas têm vantagens adicionais quando aplicadas à alta

concentração fotovoltaica. Muitos destes sistemas são montados em módulos contendo cada um

deles vários concentradores e as respectivas células. Erros na montagem destes concentradores

poderão fazer com que estes apontem em direcções ligeiramente diferentes, pelo que as células do

módulo cujas ópticas estão melhor orientadas ao sol receberão mais luz do que aquelas cujas ópticas

estão desalinhadas. Quando estas células estão ligadas em série, a baixa corrente gerada pelas

células pouco iluminadas limita a corrente do módulo, baixando o seu rendimento. A alta tolerância ao

desapontamento torna-se então muito importante, pelo que as ópticas anidólicas são as mais

adequadas a estas aplicações. Um outro factor importante é a iluminação das células que deve ser

relativamente uniforme, algo não proporcionado pelas ópticas focalizantes convencionais (como os

espelhos parabólicos) que tendem a formar um pico muito forte de iluminação na célula. Também

aqui as ópticas anidólicas podem ser desenhadas de tal forma a exibirem muito melhor

comportamento que as ópticas convencionais [11].

O tamanho finito do sol impõe um limite mínimo ao ângulo de aceitação que é de 0,27º como está

explicado na seguinte figura.

Figura 13: Cálculo do ângulo de aceitação mínimo [9]

O restante ângulo aceite pelo sistema óptico serve de tolerância para erros de alinhamento causados

por imprecisão do tracker ou por outras imperfeições.

Por exemplo, no sistema óptico de reflexão utilizado neste trabalho a tolerância é de 1 grau, para

cada sentido, relativamente à normal solar. Como se pode ver na figura 14 esse intervalo angular

corresponde à gama de ângulos para a qual o potencial de potência gerada na célula não está abaixo

de 90% da capacidade máxima que ocorre na normal solar exacta.

16

Figura 14: Variação da potência disponível com o ângulo de aceitação dos módulos [10]

O intervalo de aceitação numa lente de Fresnel pode ser mais reduzido porque elementos que

utilizam a refracção da luz são mais tolerantes ao desalinhamento. Nestes um erro de 1º no

alinhamento causa uma mudança de 0,5º na luz refractada enquanto num elemento de reflexão um

desalinhamento de 1º produz uma diferença de 2º na luz reflectida. A figura 15 ilustra o que foi dito.

Figura 15: Diferença entre os efeitos da refracção e reflexão na radiação recebida [9]

No entanto as tecnologias que utilizam a refracção deparam-se com um problema que as que utilizam

reflexão não têm. Este problema é designado no inglês por chromatic aberration e é um tipo de

distorção que consiste numa falha na focagem das várias cores da radiação num mesmo ponto de

convergência. Isto acontece porque o índice de refracção das lentes varia com o comprimento de

onda, decrescendo com o aumento desta. Como a distância focal depende do índice de refracção, os

diferentes comprimentos de onda da luz serão focados em diferentes posições.

2.3.2.1.1 Refracção No grupo de tecnologias que recorre à refracção as lentes de Fresnel são claramente as mais

conhecidas e utilizadas. A ideia por trás de uma lente de Fresnel é simples: imagine-se pegar numa

lente de aumento de plástico e fatia-la numa centena de anéis concêntricos, cada anel é um pouco

mais pequeno que o próximo e focaliza a luz na direcção do centro. Cada anel é alisado apenas num

dos seus lados. No outro lado são formadas tiras que deverão ter ângulos diferentes de modo a que

seja realizada a focalização da luz solar no ponto onde está colocada a célula [12]. Este processo

pode ser melhor percebido através da figura 16.

17

Figura 16: Ilustrações sobre o funcionamento de uma lente de Fresnel

2.3.2.1.2 Reflexão É com base na óptica reflectora e não formadora de imagem que o presente trabalho se irá basear.

Neste tipo de sistemas é utilizado um espelho primário maior que capta a radiação solar directa

reflectindo-a para um segundo espelho mais pequeno. De seguida este espelho secundário

redirecciona a luz reflectida para um prisma de vidro que canaliza a luz solar para a célula

fotovoltaica. Este processo está esquematizado na figura 17.

Figura 17: Representação do funcionamento do sistema óptico de reflexão dos módulos CPV [10]

A óptica de reflexão proporciona mais alta eficiência, melhores rácios de concentração e maior

durabilidade [10]. Adicionalmente, o vidro é conhecido por manter a sua performance a altas

temperaturas durante décadas, ao contrário do plástico das lentes de Fresnel. O formato simples dos

vidros é adequado para um fabrico de precisão em larga escala que tem como consequência um

custo reduzido. Esta tecnologia permite simultaneamente a obtenção de um formato muito compacto,

uma distância aceitável entre os espelhos e o absorsor (célula) e o evitamento da já discutida

aberração cromática. Uma vez que o único elemento refractário deste sistema é o vidro, que serve de

tampa de protecção contra a humidade e a sujidade, esta última é negligenciável.

2.3.2.2 Células multi-junção Ao longo dos últimos anos muita investigação tem sido feita com o objectivo de melhorar os

rendimentos destas células. Não só são as células que possuem as eficiências maiores (as únicas

que ultrapassam os 30%) como o resultado obtido com a investigação foi uma grande evolução, tanto

nas de uma junção como nas de duas ou três junções, sendo superior a todos os outros tipos de

18

células como se pode ver na figura 18. Actualmente o laboratório spectrolab já atingiu uma eficiência

de 41,6 % conseguida a um factor de concentração de 364.

Figura 18: Curvas de evolução das eficiências das várias tecnologias fotovoltaicas [9]

Verifica-se que estas eficiências, à potência máxima, dependem não só da temperatura, do tipo e da

qualidade dos materiais e das junções mas também do grau de concentração. A figura 19 mostra isso

mesmo. Como já foi comentado a eficiência decresce com o aumento de temperatura. Já a variação

com o factor de concentração é diferente, segue uma lei logaritmica e apresenta um máximo que

depende das temperaturas a que estejam a trabalhar e que para a célula referente a esta figura dá-se

para concentrações entre os 400 e os 500. Esta variação ocorre por a corrente de uma célula solar

aumentar linearmente com o aumento da intensidade da radiação enquanto os aumentos da

voltagem variam logaritmicamente com esta. Assim, a eficiência normalmente aumenta

logaritmicamente com a intensidade da radiação, que por sua vez aumenta com o aumento do factor

de concentração, até que a corrente aumenta a tal ponto que as perdas resistivas dominam.

Figura 19: Influência da temperatura e do factor de concentração na eficiência nominal das células CPV [13]

Na secção 2.1 foi discutido que a utilização de células do tipo multi-junção é viável na tecnologia

CPV. Este tipo de células tem um alto grau de eficiência porque absorvem cada cor da luz solar com

materiais que têm BG iguais à energia dos fotões. Isto provoca um menor desperdício de energia que

19

seria perdida sobre a forma de calor e faz com que grande parte do espectro solar seja captado. A

estratégia consiste na colocação de várias camadas de diferentes materiais semi-condutores dos

grupos III-V da tabela periódica em série como está ilustrado na figura 20. A primeira camada (a azul)

está preenchida com o material que necessita de uma maior energia para que um dos seus electrões

passe da banda de valência para a banda de condução. Já a última camada (a vermelho) é a que

possui um BG inferior. Os materiais com alto BG proporcionam uma tensão alta mas como absorvem

apenas uma pequena parte do espectro solar o resultado é uma corrente fraca. Como a potência

produzida é o produto entre a corrente e a tensão a eficiência óptima será providenciada pelos

materiais que apresentem um bom compromisso entre ambas. É por isso que a as células multi-

junção ao captarem uma maior porção do espectro solar são as mais indicadas.

Figura 20: Representação sobre a relação entre a forma de construção das células multi-junção e o espectro solar captado por cada um dos seus materiais [9]

Na figura 21 é possível ver como as várias camadas utilizadas cobrem grande parte do comprimento

de onda da radiação solar e como o fazem com uma boa eficiência. Os dados utilizados neste gráfico

correspondem às células tripla-junção utilizadas nos módulos CPV deste trabalho e produzidas pela

SpectroLab. A 1ª camada constituinte é de GaInP, elemento que tem um elevado BG (1,8 a 1,9 eV) e

que capta baixos comprimentos de onda, a 2ª é de GaInAs (1,3 a 1,4 eV) para comprimentos de onda

intermédios, e por fim a última camada é de Ge (0,7eV).

Figura 21: Demonstração da adequabilidade dos materiais utilizados nas células multi-junção a uma captação eficiente do comprimento de onda da radiação solar [13]

20

2.3.2.3 Descrição dos módulos Os módulos CPV utilizados na instalação piloto (módulos de 1ª geração) estudada no capítulo

seguinte são constituídos por 16 unidades célula - sistema óptico acoplados (o qual tem um factor de

concentração de aproximadamente 500). As células têm aproximadamente 1cm2 e uma eficiência de

35%. Nestes módulos de tecnologia CPV cada uma destas unidades está colocada entre um vidro

protector no seu lado dianteiro e uma placa de alumínio na parte traseira que tem como principal

função a de dissipador de calor. A protecção térmica é dada pela placa de alumínio que absorve o

calor prejudicial em excesso na célula, prevenindo assim uma perda de eficiência. É utilizado

alumínio por possuir uma condutividade térmica muito elevada, da ordem dos 237W/m.K.

Como já foi referido existe a necessidade do sistema óptico acompanhar o movimento do sol. Para

isso cada um destes módulos está montado num seguidor solar de dois eixos. Este sistema de

controlo utilizado proporciona um grau de precisão de 0,1 graus no alinhamento com a radiação solar

directa.

Relativamente aos módulos utilizados no estudo do capítulo 4 (módulos de 2ª geração), estão

equipados com células tripla-junção de 39% de eficiência e com um sistema óptico com um factor de

concentração de 650. Tem capacidade para 20 unidades de conjuntos célula - sistema óptico.

Enquanto a estrutura onde os módulos de 1ª geração estão suspensos tem capacidade para 30

módulos, na tecnologia mais recente a capacidade é de 28 módulos por tracker.

No que diz respeito à potência máxima que cada módulo debita em condições nominais esta teve

uma considerável subida de 205Wp nos módulos de 1ª geração para 330Wp na última geração.

Figura 22: Seguidores solares com módulos CPV de 1ª geração (à esquerda) e de 2ª geração (à direita) [10]

21

Capítulo 3

3. Estudo experimental de uma instalação fotovoltaica A instalação experimental em estudo neste trabalho está localizada no exterior da fábrica de

colectores solares térmicos do tipo CPC da empresa Ao Sol no Porto Alto e consiste em 3 sistemas

independentes montados como se pode ver na figura 23.

Figura 23: Instalação experimental estudada no Porto Alto

Na realidade esta é uma instalação piloto montada pela empresa De Viris com o propósito de avaliar

o comportamento de várias tecnologias durante um período de tempo tal que possa constituir uma

experiência para uma futura implementação a um nível macro.

3.1 A instalação experimental Em pormenor, os sistemas presentes na referida instalação e que irão ser objecto de estudo são

caracterizados da seguinte forma:

Sistema “CPV”: sistema fotovoltaico de tecnologia CPV instalado num seguidor de alta precisão,

de dois eixos e com ampla rotação azimutal. É constituído por 12 módulos com uma potência de

205Wp cada, ou seja, 2,46kWp de potência de pico instalada, divididos por 2 strings (2 vezes 6

módulos ligados em série);

Sistema “PV Fixo”: sistema fotovoltaico fixo de tecnologia convencional, i.e., módulos constituídos

por células de silício policristalino. Neste caso são 3 módulos ligados em série, alinhados a Sul e

com uma inclinação de 30º. Os módulos têm uma potência nominal de 225Wp perfazendo assim

uma potência total instalada de 0,675kW.

Sistema “CPV”

Sistema “PV

tracker”

Sistema “PV

fixo”

Piranómetro

Pireliómetro

22

Sistema “PV Tracker”: sistema com o mesmo tipo e número de módulos do sistema PV fixo

montado no mesmo seguidor do sistema CPV.

As fichas técnicas destes dois tipos de módulos estão disponíveis no anexo D mas, desde já, na

tabela 1 apresentam-se as suas principais características.

Tipo de módulo

Potência nominal

[Wp]MóduloP

Eficiência

[%]módulo Área [m

2]

Área total [m2]

Nº de células/ módulo

CPV 205 17 1,41 16,92 16

Silício policristalino

225 14 1,61 4,83 60

Tabela 1: Principais características dos módulos fotovoltaicos em estudo

As potências e eficiências apresentadas são nominais, ou seja, são medidas em condições de teste

standard (CTS) que são diferentes entre as duas tecnologias aqui abordadas. Os valores dos

módulos de tecnologia CPV são medidos a uma temperatura ambiente de 20ºC e com uma radiação

directa incidente de 850W/m2 enquanto para os módulos de tecnologia tradicional são os já referidos

no capítulo anterior.

Cada sistema tem o seu próprio inversor que converte a energia eléctrica DC (i.e., corrente contínua)

produzida pelos sistemas fotovoltaicos em energia AC (i.e., corrente alternada) necessária para

injecção na rede nacional. As suas especificações técnicas apresentam-se no anexo D.

As medições feitas nesta instalação piloto são as que de seguida se apresentam:

Potências instantâneas em cada um dos sistemas, adquiridas pelas medições das tensões e

correntes contínuas de cada string.

Energia DC acumulada em cada um dos sistemas que aplicando subtracções na datas correctas

permite obter a produção mensal ou outra necessária.

Radiação solar:

Directa no plano de seguimento do sistema CPV (DNI – Direct Normal Irradiance);

Global (que é igual à directa no plano mais a difusa) no plano do sistema PV fixo;

Global no plano de seguimento do sistema PV tracker.

Temperatura de célula dos módulos de cada sistema (que no CPV é medida no back panel, ou

seja, nas “costas” do módulo).

Temperatura ambiente.

Velocidade do vento no topo do seguidor.

Os aparelhos utilizados para executar tais medições foram os seguintes: um pireliómetro que mede a

radiação directa incidente no sistema CPV (componente da radiação necessária para o estudo desta

tecnologia); dois piranómetros para medição da radiação global nos sistemas PV fixo e PV tracker;

quatro sensores de temperatura (3 de célula e 1 para a ambiente); um anemómetro para a medição

da velocidade do vento; três contadores da energia DC produzida nos três sistemas, colocados antes

dos inversores; e três módulo de string para as medições de tensão e corrente.

Os dados foram adquiridos no seu estado bruto por um sistema próprio de monitorização e

posteriormente tratados e processados.

23

O período de amostragem considerado neste estudo é de um ano, período em que os dados

enunciados anteriormente foram monitorizados permanentemente, embora com algumas interrupções

forçadas, em intervalos de 5 minutos de Agosto de 2009 a Janeiro de 2010 e em intervalos de 1

minuto de Fevereiro de 2010 a Julho de 2010.

3.2 Objectivos do capítulo Observação e análise do comportamento de cada tecnologia submetida às mesmas condições de

clima. Obtenção de perfis completos, em dias de céu azul, das potências instantâneas, das

radiações e respectivos rendimentos.

Comparação dos resultados obtidos das energias produzidas experimentalmente com estimativas

baseadas nos valores nominais (cenário de referência) de modo a verificar a sua coerência.

Comparação dos resultados com valores nominais dos fabricantes: verificar o rendimento nominal,

a potência máxima, a degradação anual do rendimento e a forma da curva de produção

instantânea fornecida.

Comparação dos resultados entre tecnologias:

CPV vs PV tracker (sistemas que têm seguimento solar);

PV fixo vs PV tracker (sistemas com módulos da mesma tecnologia).

3.3 Correcções aos valores medidos O acompanhamento da instalação deu-se tendo em conta dois tipos de intervenções: preventiva e

correctiva. Para a primeira foram estabelecidas datas em que determinadas acções seriam

obrigatoriamente realizadas com o objectivo de prevenir falhas que são expectáveis de acontecer. Em

concreto foram: limpeza de sensores; controlo da radiação difusa (através da qual se afere a

correcção dos valores da radiação directa e da radiação global pois a difusa é a diferença entre

ambas); controlo das sombras no PV fixo (pois está numa posição susceptível a que tal aconteça);

verificação da mecânica; interrupções de rede para medição de parâmetros de controlo tais como as

correntes de curto-circuito e as tensões de circuito aberto. O segundo tipo de intervenção, como o

próprio nome indica, serve para corrigir problemas que aconteçam inesperadamente e são, por

exemplo, calibração de sensores, substituição de módulos ou consertos mecânicos.

Embora tenha havido acompanhamento da instalação experimental, como em todas as instalações a

trabalhar durante um longo período de tempo e sujeitas às diversas condições ambientais, ocorreram

vários erros que afectam os registos e por consequência os resultados e respectivas conclusões a

tirar. Com o intuito de minimizar tais erros foram identificadas as falhas e, com critério, corrigidas

essas situações, embora de uma forma aproximada pois, pelo tipo de dados em causa, uma

correcção precisa não é possível. No entanto, foram apenas consideradas as mais relevantes para os

resultados finais.

As causas que provocaram, em certos momentos, falhas nos registos (a nível diário, mensais ou até

num período de tempo superior) são as seguintes:

24

Faltas de registo, relativas, na maioria das vezes, a intervenções que requerem a interrupção do

funcionamento de parte ou da totalidade da instalação ou a indisponibilidade do sistema de

monitorização;

Causas relacionadas com a detecção de registos não coerentes que normalmente são em dois

tipos de medições:

Níveis de radiação, pelos seguintes motivos: Descalibração, sombreamento (com

consequências no cenário descrito no subcapítulo 3.4) ou sujidade dos sensores.

Tensão e corrente, por:

o Paragens na medição, normalmente por avarias ou dos módulos fotovoltaicos ou do

equipamento de aquisição;

o Sombreamento nos módulos;

o Problemas no equipamento de aquisição destes dados verificado, essencialmente, nos

casos em que as leituras destes dados estão desfasados temporalmente da contagem de

energia feita pelo respectivo contador.

Por isto, nos dois subcapítulos seguintes encontra-se descrito o tratamento realizado às medições

realizadas passíveis de correcção.

Estas correcções serão feitas exclusivamente ao nível mensal por, em primeiro lugar, ser o período

mais conveniente tanto pelo tipo de dados em medição como pelo período do estudo em questão (um

ano), e em segundo lugar, por ser o período ideal para atingir o objectivo a que o trabalho se propõe,

ou seja, obter uma comparação fiável entre tecnologias e avaliar o funcionamento das tecnologias

pela comparação com os resultados teóricos esperados.

Desde já apresentam-se na tabela 2 os valores (em kWh/kWp) efectivamente medidos sem as

correcções que posteriormente foram feitas.

Mês DNIRCPV PVfixoR kerPVtracR CPVE PVfixoE

kerPVtracE

Ago-09 1447,8 1610,4 2291,4 260,8 166,2 224,0

Setembro 1058,5 1339,5 1824,7 181,5 132,3 185,8

Outubro 850,7 993,8 1419,7 139,3 102,2 155,4

Novembro 359,0 549,5 792,1 54,3 68,9 91,7

Dezembro 349,7 445,9 681,0 47,2 60,3 66,5

Janeiro 388,1 503,5 709,8 48,7 64,9 57,7

Fevereiro 390,9 591,0 527,9 51,5 75,3 59,7

Março 658,8 1033,7 0,0 90,5 125,3 151,9

Abril 850,1 920,6 173,0 138,5 140,1 118,1

Maio 1258,0 1275,5 1980,9 172,8 135,3 213,6

Junho 1456,8 1223,6 1949,2 214,7 119,1 224,3

Jul-10 1371,0 1271,0 1934,3 222,0 118,2 218,5

Tabela 2: Registo das radiações e energias produzidas nos três sistemas com os valores a corrigir a vermelho

Todos os valores de energia enunciados neste capítulo estão em unidade de potência (kWh/kWp) ou

de área (kWh/m2), de modo a permitir uma correcta comparação entre os três sistemas visto o

sistema CPV possuir maior potência e área fotovoltaica que os restantes.

25

3.3.1 Produção energética De dia 9 a dia 15 de Agosto de 2009 não houve contabilização da produção de energia do sistema

PV tracker por isso é necessário corrigir o valor total da produção neste mês. A solução

encontrada foi admitir que a variação de produção de Agosto para Setembro é a mesma da

ocorrida no sistema PV fixo, solução esta viável uma vez que se trata do mesmo tipo de radiação:

Setembro

Agosto

SetembroAgosto

PVfixo

PVfixo

PVtracPVtracE

EEE kerker

(3.1) Resultando no seguinte valor:

WpkkWhEAgostoPVtrac 4,233

3,132

2,1668,185ker

Dois dos três módulos que constituem o sistema PV tracker avariaram no mês de Dezembro

sendo apenas concluída a sua substituição durante o mês de Fevereiro. Embora não tenha havido

efectivamente a produção equivalente aos 0,675kWp instalados mas apenas a equivalente a

0,225kWp, é necessário estimar a produção esperada tendo como base valores realmente

medidos para, assim, estarem disponíveis valores, nas condições de eficiência em vigor na

instalação, a considerar na comparação com o cenário de referência.

A correcção foi feita utilizando a produção do sistema PV fixo nos três meses em questão, e a

relação média entre as produções dos sistemas PV fixo e PV tracker dos meses imediatamente

antes (Novembro) e depois (Março) ao problema, da seguinte forma:

MarçoeNovPVfixo

PVtrac

PVfixoPVtracE

EEE

FevJanDazFevJanDaz

__

ker

ker ____

(3.2) Onde:

2kerker

_

ker

MarçoPVfixo

PVtrac

NovPVfixo

PVtrac

MarçoNovPVfixo

PVtrac

E

E

E

E

E

E

(3.3) Substituindo os respectivos valores nas expressões (3.2) e (3.3), obtêm-se os três resultados

pretendidos:

271,123,125

9,151

9,68

7,91

__

ker

MarçoeNovPVfixo

PVtrac

E

E

kWpkWhEDazPVtrac 7,76271,13,60ker

kWpkWhEJanPVtrac 5,82271,19,64ker

kWpkWhEFevPVtrac 7,95271,13,75ker

26

De dia 16 a 23 de Abril houve novamente falta de registos da produção no sistema PV tracker,

desta vez devido à avaria do módulo responsável pela medição da tensão e corrente. Um método

diferente para corrigir esta situação foi utilizado e consiste em obter apenas uma estimativa da

produção neste período e somá-la ao valor realmente medido nos restantes dias do mês:

MedidoAbrilAbrilaAbril PVtracPVtracPVtrac EEE_2316 kerkerker

(3.4) Essa estimativa é obtida, de novo, por comparação com os valores do sistema PV fixo, pois a

relação entre ambos os sistemas num período curto será aproximadamente constante. Por isso

utiliza-se a relação média dos meses anterior (Março) e posterior (Maio) de modo a que esta

possa ser multiplicada pelo valor medido no período em questão (16 a 23 de Abril) no PV fixo. O

que foi dito pode ser representado matematicamente através da seguinte expressão:

(3.5)

Pela substituição numérica nas expressões (3.4) e (3.5), obtém-se o valor pretendido:

kWpkWhEAbrilaPVtrac 2,8023,1356,2133,1259,1515,57

2316ker

kWpkWhEAbrilPVtrac 3,1981,1182,80ker

À energia produzida no sistema PV fixo é necessário somar a perda de energia que ocorreu

devido ao sombreamento sofrido por este, o qual se deveu ao seu posicionamento experimental.

Durante o período de estudo este sistema esteve em duas posições, uma perto do seguidor como

se pode ver na figura 23 (posição de inverno, pois nesta época estas perdas seriam minimizadas)

e outra um pouco mais distante (posição de verão, de modo a evitar o sombreamento por parte do

seguidor que se encontra numa posição mais elevada). Na realidade o que aconteceu foi que,

dependendo da altura do ano, estes sombreamentos foram sempre ocorrendo e assim as

condições normais experimentais alteradas.

Como o sensor de radiação deste sistema se situa no topo do mesmo também sofreu com o

mesmo problema, o cálculo teórico também se encontra um pouco adulterado. No entanto, este

erro tem proporções mínimas quando comparado com o efeito na produção, ou seja, na energia

realmente obtida experimentalmente, pois esta depende da radiação nos módulos que possuem

uma área muito superior à do sensor.

O procedimento utilizado para suprir este problema consistiu em considerar quatro dias por mês

de forma arbitrária e graficamente contabilizar a área do gráfico da potência instantânea ao longo

dos referidos dias que correspondesse à energia perdida devido a sombreamentos. Uma vez

calculados esses valores obter-se-iam médias mensais que posteriormente somadas

representariam as tais perdas.

Os dias escolhidos foram os dias 1, 8, 16 e 24 de cada mês. Os cálculos pormenorizados

encontram-se no anexo A e o valor de perda total obtida foi:

2kerkerker 23162316

MaioPVfixo

PVtrac

MarçoPVfixo

PVtracPVfixoPVtrac

E

E

E

EEE

AbrilaAbrila

27

kWpkWhEPVfixoosombrement 78,36

Sendo assim a produção de energia DC no sistema fixo, em condições experimentais óptimas, é

dada pela expressão:

osombrementmedidoerimentalerimental EEEPVfixo

_expexp (3.6)

3.3.2 Radiação solar Neste parâmetro, mais uma vez, foi o sistema PV tracker que sofreu mais problemas que resultaram

na falta de aquisição de dados. As ocorrências foram as seguintes:

A 10 de Agosto de 2009 o sensor de radiação do sistema PV tracker teve de ser recalibrado por

estar a medir valores acima dos esperados. A medição resultante nesse mês foi de

10,33kWh/m2.dia o que é claramente exagerado já que isso significaria que num dia médio desse

mês haveriam 10 horas diárias a mais de 1000W/m2 o que pela experiência e pela análise de um

dia aleatório a seguir à recalibração (dia 16 → 10 horas a uma radiação média de

aproximadamente 950W/m2), se verifica ser um valor demasiado elevado. Posto isto, seria

necessário considerar uma estimativa mais realista deste valor. Essa estimativa teve como base

os valores de DNI em Agosto de 2009 (o mês em causa) e Julho 2010 (o mês do período de

estudo com radiação mais semelhante) por este parâmetro ser uma fracção da radiação em causa

e assim ter uma variação directa com a mesma. Então, o cálculo realizado foi o seguinte:

10

09

kerker 1009

Julho

Agosto

PVtracPVtracDNI

DNIRR

JulhoAgosto

(3.7) Pela substituição dos valores experimentais resulta em:

kWpkWhRAgostoPVtrac 7,2042

0,1371

8,14473,1934ker

O piranómetro referente ao sistema PV tracker teve a necessidade de uma recalibração no INETI

devido aos valores incoerentes registados no inicio do mês de Fevereiro tendo sido, por isso,

desligado a 17 de Fevereiro e reinstalado a 23 de Abril. Então, dada esta ocorrência, os dados do

referido parâmetro não foram registados na totalidade durante os meses de Fevereiro, Março e

Abril.

Neste caso recorreu-se ao facto de a produção energética ser uma consequência directa da

radiação solar e, por isso, terem, aproximadamente, uma relação de proporcionalidade directa. Em

especial nos meses em causa, por serem meses amenos, é uma aproximação válida pois o factor

perdas por temperatura não tem muita influência. Visto isto, partindo dos valores correctos da

produção e radiação no mês imediatamente anterior, ou seja, Janeiro, será realizada uma

correcção baseada na proporcionalidade referida através da sua aplicação em meses sucessivos

do modo que pode ver de seguida:

28

Janeiro

Fevereiro

JaneiroFevereiro

PVtracker

PVtracker

PVtrackerPVtrackerE

ERR

(3.8)

Fevereiro

Março

FevereiroMarço

PVtracker

PVtracker

PVtracPVtracE

ERR kerker

(3.9)

Março

Abril

MarçoAbril

PVtracker

PVtracker

PVtracPVtracE

ERR kerker

(3.10)

Efectuando a substituição numérica tem-se:

kWpkWhRFevereiroPVtrac 4,823

5,82

7,958,709ker

kWpkWhRMarçoPVtrac 9,1306

7,95

9,1514,823ker

kWpkWhRAbrilPVtrac 1,1706

9,151

3,1989,1306ker

No mês de Abril ocorreu um problema com o sistema de aquisição de dados da radiação global no

sistema PV fixo que resultou numa falta de registo dos valores dos dias 23 a 29 do referido mês.

A solução encontrada foi utilizar por um lado, os valores correctos medidos nos meses

imediatamente antes (Março) e depois (Maio) do sistema fixo, e por outro, os valores fidedignos

medidos pelo sensor de radiação do sistema PV tracker. E através destes realizar uma

interpolação que permita obter um valor novo para a radiação no sistema fixo no mês de Abril. O

cálculo tem como base a seguinte expressão:

MarçoMaio

MarçoAbril

MarçoMaio

MarçoAbril

PVfixoPVfixo

PVfixoPVfixo

PVtracPVtrac

PVtracPVtrac

RR

RR

RR

RR

kerker

kerker

(3.11) Que substituindo os valores medidos em kWh/kWp resulta no valor pretendido:

kWpkWhRR

Abril

Abril

PVfixo

PVfixo

0,11777,10335,1275

7,1033

5,13069,1980

5,13061,1706

Interessa dizer que estas medições, mais do que quaisquer outras, são muito susceptíveis a erros

pois dependem dos três sensores de radiação que são equipamentos muito susceptíveis a factores

intrínsecos (calibração) ou extrínsecos (sujidade) pelo que estes valores têm de ser encarados com a

maior das precauções. Em particular o pireliómetro, que não sofreu nenhuma correcção por não ter

tido nenhum problema evidente, é o mais sensível dos sensores, porque este foca um ponto muito

preciso enquanto os piranómetros possuem um invólucro de vidro captando todas as direcções com

uma amplitude de 180º.

29

3.4 Cenário de referência Para efeitos de estudo de verificação da coerência do comportamento da instalação experimental o

ponto de partida é a montagem de um cenário de referência para confrontação com os resultados

reais obtidos. O cenário de referência é, assim, a energia eléctrica expectável em cada sistema

produtor face às condições de operação registadas, ou seja, níveis de radiação e temperatura, e as

características de comportamento da tecnologia (i.e. módulos fotovoltaicos).

Na realidade o que será feito é utilizar o parâmetro de desempenho utilizado em sistemas

fotovoltaicos para avaliar a qualidade da instalação. Este parâmetro é conhecido por performance

ratio (PR) e não é nada mais do que a contabilização de todas as perdas verificadas desde a

produção de electricidade nos módulos até ao ponto onde a energia realmente produzida é

contabilizada, representando a fracção de energia efectivamente obtida em condições reais

relativamente à que seria de esperar em condições nominais. É dado pelas seguintes expressões:

ialno

erimental

E

EPR

min

exp

(3.12)

Em que cada termo tem o significado que de seguida se enuncia:

kWhE erimentalexp - É a energia realmente produzida nos sistemas e contabilizada nos contadores.

móduloalnoalno kWpPkWpkWhRkWhE minmin / (3.13)

É a energia idealmente produzida pelo sistema fotovoltaico se à fonte de energia fosse apenas

submetido o rendimento do módulo não ocorrendo mais nenhuma perda, ou seja, é a energia

disponível imediatamente à saída dos módulos.

i - Os rendimentos correspondentes às i perdas a ter em conta neste tipo de sistemas, que são

valores médios anuais calculados alguns a partir de informações de catálogo e outros a partir de

dados experimentais. Isto não quererá dizer que todas as perdas se dêem ao mesmo tempo.

Sendo assim é possível calcular a produção expectável do sistema fotovoltaico durante um

determinado período. Para isso basta identificar o tipo de perdas esperadas, contabilizá-las e aplicá-

las para o cálculo de um PR teórico que por sua vez é multiplicado pela energia produzida em

condições ideais (nominais), resultando na seguinte expressão:

]/[ kWpkWhPRREsistemasistemasistema teóricomódulosistemateórica (3.14)

Com cada um dos parâmetros calculados da seguinte forma:

sistemaR - É, neste caso, a radiação total incidente no plano de cada sistema durante o período de

estudo (12 meses). É dada, numericamente, pelo somatório dos valores mensais enunciados

anteriormente:

kWpkWhDNIRmês

mêsCPV /5,1043912

1

(3.15)

30

kWpkWhRRmês

mêsPVfixo PVfixo/5,12014

12

1

(3.16)

kWpkWhRRmês

mêsPVtrac PVtrac/7,17170

12

1

ker ker

(3.17)

]/[][

][22

min

mWRmA

WP

refmódulo

alnomódulo

(3.18)

É o rendimento nominal de cada sistema nas respectivas condições de referência (STS – standard

test conditions):

1710,085041,1

205

CPVmódulo

1398,0100061,1

225ker_

PVtracPVfixomódulo

sistemateóricoPR - No caso da instalação em causa, trata-se de um PR parcial já que é calculado tendo

em conta que a medição da energia produzida é feita imediatamente antes do inversor e não na

rede, não sendo assim tidas em conta as restantes perdas até ao ponto de ligação com a rede

eléctrica uma vez que o objectivo é a obtenção de valores de referência para o que foi medido.

Os factores de perda a ter em conta são os seguintes:

Perdas por missmatch – São perdas causadas pela interconexão de componentes eléctricos

com características desiguais. Em sistemas fotovoltaicos são usualmente divididas em

missmatch de módulos para as ligações em série e missmatch da string para as ligações em

paralelo as quais são causadas por células solares ou módulos que não têm propriedades

idênticas ou que experienciam condições diferentes. Estas perdas são um problema sério em

módulos fotovoltaicos e em ligações por string sob algumas condições, pois o output energético

do sistema fotovoltaico é determinado pelo pior caso, ou seja, pela célula ou módulo solar com

menor desempenho. Por exemplo, quando uma célula solar é sombreada, enquanto o restante

do módulo não, o potencial de geração das células solares "boas" é eliminado pelo domínio

das células com menor desempenho, em vez de contribuir para a produção.

o Missmatch de módulos (MM) - calculado através da relação entre a tensão de circuito

aberto, medida experimentalmente, do “melhor” e do “pior” módulo, a qual se considerará

um valor médio anual:

max

min

OC

OC

MMV

V

CPV (3.19)

CPV PV fixo PV tracker

minOCV

46,5 37,04 36,63

maxOCV

47,3 37,26 37,11

MM 0,983

0,994

0,987

Tabela 3: Tensões de circuito aberto mínimas e máximas medidas em campo para os 3 sistemas e correspondentes rendimentos de missmatch de módulos

31

No caso do sistema CPV o cálculo é feito com os valores medidos na string em que a

diferença entre o pior e o melhor módulo foi superior.

o Missmatch de string (MST) – Existe apenas no sistema CPV pois só este possui mais do

que uma string (duas). O método de cálculo, neste caso, consiste em considerar os módulos

com menor tensão de circuito aberto em cada uma das strings, e de seguida calcular o seu

quociente pois será o pior destes módulos o dominante. Assim, tem-se:

991,05,46

1,46

2

1

min

min

stringOC

stringOC

MSTV

V

CPV

(3.20)

Perdas no seguidor solar – É uma perda obtida do fornecedor e pode ser decomposta em três

factores distintos: desalinhamento (1%), perdas ohmicas e parasitas (0,5%) e missmatch de

módulos (1%). Uma vez que este último está contabilizado pelo cálculo experimental e que no

sistema PV tracker não se adequa o 1º factor, estas perdas traduzem-se nos seguintes

rendimento para os dois sistemas com seguidores:

995,0;985,0ker

PVtracCPV seguidorseguidor

Sujidade dos módulos – Que se estima, em sistemas fotovoltaicos, segundo a experiência da

empresa De Viris, causador de 1% da perda energética. Dada a maior sensibilidade do sistema

CPV a este factor devido ao seu tipo de funcionamento (sistema óptico e ângulo apertado de

captação solar) considerar-se-á para os sistemas cristalinos um valor inferior – 0,5%.

Perdas por efeito de Joule nos cabos eléctricos de cobre – São calculadas, em percentagem,

através da seguinte expressão [14]:

ocçãocobre

sc

VAK

ILperda

sec

)2/(2%

(3.21)

O cálculo desta expressão está detalhado no anexo B, o qual resulta nos rendimentos

correspondentes para cada sistema:

CPV PV fixo PV tracker

cabos 0,9911

0,9857

0,9857

Tabela 4: Rendimentos dos cabos dos três sistemas em estudo

Perdas MPPT (maximum power point tracking) dos inversores – Embora o inversor esteja após

o contador de energia, a sua actuação influência a performance deste sistema pois é este

equipamento que capta continuamente o ponto de potência máxima MPPT ( MPPI , MPPV ), em

cada instante, para cada condição climatérica. Pela leitura da ficha técnica do inversor

correspondente aos sistemas cristalinos, tem-se um rendimento de 0,99. Consultando o

catálogo do fabricante do inversor do sistema CPV verifica-se que a sua eficiência é de 0,993

Perdas/ganhos por efeito de temperatura - Este é um factor relevante no desempenho do

sistema e que demonstra uma das principais diferenças entre a tecnologia de concentração e a

32

tecnologia convencional. As fórmulas de cálculo para obtenção do respectivo rendimento são

as seguintes:

))(1(refCPVCPV ambienteambienteTTemp TTf

(3.22)

))(1(ker__ker__ker__ refPVtracouPVfixoPVtracePVfixoPVtracouPVfixo célulacélulaTTemp TTf (3.23)

Ou seja, consistem em aplicar um factor de perda, fornecido pelo fabricante e medido

experimentalmente nas condições de referência já enunciadas, à diferença entre as

temperaturas, ambiente no caso do CPV, e de célula no caso dos sistemas cristalinos, e uma

respectiva temperatura de referência.

Os dados são os seguintes:

CfCPVT /º%

Cf

PVtracePVfixoT /º%ker__

CTrefambiente º

CT

refcélula º

-0,16 -0,46 20 25

Tabela 5: Temperaturas de referência e factores de perda por temperatura

As temperaturas utilizadas nas equações (3.22) e (3.23) são valores médios das respectivas

medições calculados apenas nas datas em que houve produção energética, pois só estes

interessam por só nestes momentos poder haver perda ou ganho por efeito da temperatura.

CTambiente º

CTPVfixocélula º

CT

PVtraccélula ºker

21,62 35,47 39,07

Tabela 6: Temperaturas médias referentes a cada sistema

Aplicando as referidas expressões com os factores de perda numa forma não percentual

obtêm-se os rendimentos pretendidos:

CPV PV fixo PV tracker

Temp 9974,0 9518,0 9353,0

Tabela 7: Rendimentos correspondentes às perdas por temperatura dos três sistemas em estudo

Perdas devido ao facto de a radiação aproveitada pelo módulo não ser a mesma que é medida

no sensor, por esta ser em parte reflectida ou perdida termicamente no vidro. Estas perdas,

calculadas no programa de simulação PVsyst, não têm que ver com a tecnologia mas com a

posição dos colectores. Traduzem-se nos seguintes rendimentos:

CPV PV fixo PV tracker

IAM 0,986

0,97

0,986

Tabela 8: Rendimentos correspondentes às perdas IAM dos três sistemas em estudo

Onde IAM vem do inglês incidence angle modifier.

33

Aplicando todos os termos correspondentes a cada sistema à expressão (3.12) obtêm-se as

estimativas dos performance ratios:

9194,0986,09966,0993,09911,099,0985,0991,0983,0

IAMTempMPPTcabossujseguidorMSTMMteóricoCPV

PR

(3.24)

8909,097,09518,099,09857,099,0994,0

IAMTempMPPTcabossujMMteóricoPVfixo

PR

(3.25)

8750,0986,09353,099,09857,099,0995,0987,0

ker

IAMTempMPPTcabossujseguidorMMteóricoPVtrac

PR

(3.26)

Através da substituição numérica dos valores enunciados na expressão (3.14), os resultados obtidos

para as produções expectáveis em cada sistema foram os seguintes:

kWpkWhECPVteórica /27,16419194,01710,05,10439

kWpkWhEPVfixoteórica /38,14968909,01398,05,12014

kWpkWhEPVtracteórica /41,21008750,01398,07,17170

ker

É necessário ter em atenção que estes valores são estimativas, pois os PR’s calculados são apenas

estimativas.

3.5 Apresentação de resultados e respectiva análise

3.5.1 Comportamento anual

3.5.1.1 Produção e performance Neste momento estão encontradas todas as condições para enunciar a energia total produzida,

compara-la com a teoricamente esperada, calcular o PR experimental através da expressão (3.12) e

calcular o rendimento médio anual dos módulos de cada sistema através da seguinte expressão:

sistema

erimental

MédioR

Eexp

(3.27)

Na tabela 9 estão resumidos todos os resultados obtidos para cada sistema no período de Agosto de

2009 a Julho de 2010, assim como todos os valores necessários à respectiva discussão.

34

CPV PV fixo PV tracker

kWpkWhE erimental /exp 1621,80 1344,88 1927,80

kWpkWhEteórica / 1641,27 1496,38 2100,41

2

exp / mkWhE erimental 235,8 187,95 269,5

teórica

erimental

E

Eexp 0,988 0,899 0,918

kWpkWhE alno /min 1785,15 1679,63 2400,46

erimentalPRexp 0,9085 0,8007 0,8031

teóricoPR

0,9194 0,8909 0,8750

kWpkWhtotalRadiação /

10439,5 12014,5 17170,7

[%]AnualMédio

15,54 11,19 11,23

Tabela 9: Principais resultados obtidos do estudo experimental

Os resultados reais obtidos encontram-se um pouco abaixo dos resultados expectáveis modelados

através do cenário de referência: 1,2% no CPV, 10,1% no PV fixo e 8,2% no PV tracker. No entanto,

devido ao facto de estarmos perante uma experiência é necessário ter em atenção que todos os

factores têm uma incerteza associada (valores fornecidos pelos fabricantes dos equipamentos;

sensores de radiação; correcções efectuadas às radiações e às produções energéticas; a falta de

precisão no cálculo das perdas por temperatura), logo a conclusão é a de que claramente estes

resultados não excedem o razoável, sendo inclusive bastante satisfatórios.

É perfeitamente visível que o sistema CPV comportou-se melhor na perspectiva de comparação entre

a produção esperada teoricamente e a efectivamente medida.

Relativamente ao sistema fixo a diferença entre o expectável e o real foi superior verificando-se a pior

das três estimativas. Neste sistema há a possibilidade de a correcção efectuada aos sombreamentos

estar subvalorizada e assim ter influência na diferença obtida.

Por último, a estimativa para o PV tracker demonstrou-se a segunda melhor. No caso deste sistema,

mais do que nos outros dois, deduz-se que a diferença será devido às falhas experimentais nos

valores da radiação e produção energética experimental pois este foi o sistema que necessitou de um

maior número de correcções sendo com certeza o que mais sofrerá com as incertezas

correspondentes.

No entanto, para além do factor referido no parágrafo anterior, nos sistemas cristalinos, como se verá

mais à frente, as diferenças detectadas devem-se a uma subvalorização das perdas por temperatura

causada por um factor de perdas por temperatura fornecida pelo fabricante dos módulos

erroneamente baixo. Adicionalmente, o cálculo deste tipo de perdas recorrendo a temperaturas

médias faz com que estas sejam subvalorizadas, pois quando as temperaturas estão mais elevadas e

consequentemente há uma maior produção energética o peso das perdas correspondentes é muito

maior.

35

Assim, estão claramente encontradas as razões para as diferenças obtidas, podendo, deste modo,

fiabilizar as conclusões do estudo.

É de notar que estas diferenças entre valores teóricos e experimentais são médias anuais, pois o PR

estimado é um PR médio anual adequado a aplicações em que os períodos são longos devido a, por

exemplo, em dias de muito calor o efeito de temperatura no rendimento dos módulos pode fazer com

que o PR baixe significativamente, e noutro tipo de situações se verifique o inverso.

O erimentalPRexp representa a perda de energia eléctrica verificada efectivamente em cada sistema no

percurso entre cada módulo e o contador. Dele conclui-se que claramente os sistemas tradicionais

são menos eficientes que o sistema CPV, facto que se deve sem dúvidas às suas maiores perdas por

efeito de temperatura.

Existe ainda um factor de perda, não passível de ser contabilizado no cálculo do teóricoPR ,que deve

ser levado em conta nos dias de sol. O facto de tanto no inicio como no fim de cada dia haver

momentos em que existe a recepção de radiação solar por parte do sensor de radiação e não nas

strings dos sistemas, resultando em que a string de módulos se encontre inoperacional e o sensor

contínua irradiado. Este fenómeno pode-se dar de forma inversa, ou seja, módulos irradiados e

sensor não. São dois fenómenos que resultam da posição em que cada sensor é colocado

relativamente à respectiva string.

Com o intuito de demonstrar quantitativamente este factor foi escolhido um dia de céu limpo arbitrário

no qual será feito o teste ao referido efeito. O dia escolhido para tal foi o dia 5 de Maio. Para isso

foram calculadas apenas as produções efectivas e teóricas de cada sistema para um período mais

curto que não inclua nem o início nem o final do dia, período em que essa perda não é esperada. O

período de tempo escolhido foi das 11h às 16h. Neste caso, o PR não contém uma perda por

temperatura média mas sim uma perda por temperatura instantânea (minuto a minuto) nas condições

reais do período mencionado. Os resultados obtidos (em kWh/m2) estão resumidos na tabela 10:

CPV PV fixo PV tracker

CompletoDiateórico

erimental

E

E

_

exp

931,0

509,1

405,1 806,0

960,0

774,0 873,0

440,1

257,1

hàshteórico

erimental

E

E

16__11

exp

001,1

683,0

684,0 773,0

596,0

461,0 900,0

613,0

552,0

Tabela 10: Relação entre os resultados dos quocientes das produções experimentais e teoricamente esperadas entre diferentes períodos de um dia

Dos resultados obtidos retiram-se as seguintes tendências:

Os sistemas com seguimento apresentam uma perda na produção medida experimentalmente

relativamente à calculada teoricamente, pois apenas nestes se verificaram subidas nas razões

calculadas da passagem do cálculo no dia completo para apenas parte do dia. O que acontece

nestes sistemas é que, a posição dos respectivos sensores é à direita do centro geométrico do

conjunto de módulos, fazendo com que no nascer do sol os sensores de radiação sejam irradiados

antes da totalidade dos módulos, no caso do sistema PV tracker, e da maioria dos mesmos, no

36

caso do sistema CPV, enquanto no pôr-do-sol acontece o contrário. Assim, as consequências

serão uma combinação destes dois factores, as quais são, para o dia em estudo, as descritas no

início deste parágrafo.

No sistema PV fixo a diferença entre o cálculo teórico e o experimental é, pelo contrário, diminuída

por este factor dado que tanto no inicio como no fim do dia existem momentos em que o sensor da

radiação está irradiado e os módulos não. A explicação para tal virá do facto de o sensor que

mede a radiação no seu plano se encontrar mais a norte que os módulos (está no topo da série de

três módulos que por sua vez estão inclinados a 30º e virados a sul) deste sistema resultando em

que tanto no nascer do sol como no pôr-do-sol seja o sensor a ser irradiado enquanto os módulos

não estão.

Da leitura da penúltima linha da tabela 9, em termos globais, a radiação captada no sistema PV

tracker foi 64,5% superior ao DNI relativo ao sistema CPV e 42,9% superior à captada no sistema

fixo. Estes valores reflectem, em parte, os rendimentos médios anuais já enunciados, em que o

rendimento do CPV demonstrou-se ser bastante superior aos outros dois sistemas. A conclusão a

retirar destes números deriva directamente da definição de rendimento, ou seja, o sistema CPV com

a mesma quantidade de energia recebida produz uma maior quantidade de energia eléctrica.

Por fim, na última linha da tabela em estudo encontram-se calculados os rendimentos médios anuais,

valores que terão de ser encarados com prudência pois provêm de dados experimentais com uma

elevada fonte de erros. No entanto, e embora mais à frente no capítulo sejam discutidos mais

pormenorizadamente os valores obtidos para o rendimentos dos módulos, é possível desde já

verificar o seu comportamento pela comparação entre os valores calculados através dos dados reais

e os valores esperados teoricamente. Este valores teóricos são obtidos efectuando o produto entre os

rendimentos nominais calculados pelos fornecedores nas condições de referência de cada tecnologia

e o PR estimado já calculado para cada sistema, ou seja:

teóricomóduloMédio PRteóricoAnual

(3.28)

Que resulta nos seguintes valores:

CPV PV fixo PV tracker

teóricoAnualMédio 0,1572 0,1245 0,1223

Tabela 11: Rendimentos médios anuais dos três sistemas fotovoltaicos

Os resultados, no que diz respeito ao comportamento da instalação, são mais uma vez favoráveis ao

CPV, o que acontece não devido a um comportamento equilibrado mas sim a dois factores que se

compensaram um ao outro: por um lado o excelente comportamento registado nos primeiros quatro

meses e, por outro, um problema de condensações no seu sistema óptico que levou a uma

degradação do rendimento.

Relativamente aos sistemas cristalinos os comportamentos médios ao longo do ano não estiveram

tão próximos dos seus cenários de referência como o sistema anterior, denotando-se uma diferença

37

de 1,26% no sistema PV fixo e de 1% no sistema PV tracker relativamente aos valores efectivamente

obtidos.

3.5.1.2 Potência nominal Como se sabe cada sistema apresenta uma potência instalada que é dada pela soma das potências

nominais de todos os módulos constituintes. Na realidade, essa potência representa a potência

máxima que o sistema deveria atingir em condições nominais, ou seja, para as condições de

referência a que idealmente o sistema deve trabalhar. No entanto, raramente esse valor é atingido,

por várias razões: as perdas já referidas anteriormente, problemas com a instalação, rendimento dos

módulos inferior ao indicado, etc.

Visto isto, interessa saber quais foram as potências instantâneas máximas realmente atingidas

mensalmente durante o período de funcionamento. Esses valores e respectivos perfis de variação

estão representados na figura 24:

Figura 24: Potências máximas atingidas em cada mês de estudo

Como esperado, as potências máximas atingidas em cada sistema são, em geral, inferiores aos

valores de potência instalada, sendo apenas superiores nos três primeiros meses no sistema CPV.

No que diz respeito aos sistemas cristalinos as potências máximas atingidas mensalmente

apresentaram-se constantes ao longo do ano atingindo, em média, os 0,55kW (de 0,675kW

instalados). Já o sistema CPV teve um comportamento muito mais irregular, começando com uma

performance excelente excedendo, inclusive, o valor da potência nominal (2,46kW) nos três primeiros

meses (com 2,58kW, 2,52kW e 2,5kW). Depois desta fase a tendência foi a de uma quebra

considerável na época das chuvas (final de 2009 e princípio de 2010, atingindo os 2,04kW em

Dezembro), que se deveu ao problema já referido de infiltrações no sistema óptico provocando

condensações que prejudicaram o rendimento dos módulos. Através de limpezas esse problema foi

resolvido nos meses seguintes embora não tenha sido de tal forma que daí em diante a potência

máxima atingida tenha sido relativamente constante ou voltado aos valores iniciais demonstrando que

ocorreu uma degradação.

De modo a aferir a fiabilidade dos valores fornecidos pelos fabricantes dos módulos será agora

comparada, em condições de referência, a potência realmente atingida com a potência teórica

0,470,480,490,50,510,520,530,540,550,560,57

2

2,1

2,2

2,3

2,4

2,5

2,6

2,7

PV

fix

o e

PV

tra

cke

r

CP

V

Potência máxima [kW]

CPV

PV fixo

PV tracker

38

calculada através da expressão (3.29), na qual é aplicado o PR da instalação à potência nominal dos

módulos, pois a potência medida também está sujeita a todos os factores considerados no PR.

PRPP alnoteórica min (3.29) Para isso é necessário considerar, num dia de céu limpo, um período em que a radiação esteja

constante durante um período de tempo à radiação de referência de cada tecnologia: 850W/m2 no

CPV e 1000W/m2 nos sistemas cristalinos. A outra condição de referência – 20ºC de temperatura

ambiente para o CPV e 25ºC de temperatura de célula nos cristalinos – é ajustada pela inclusão do

termo referente à temperatura no PR através das expressões (3.22) e (3.23).

O dia escolhido foi, de novo, dia 5 de Maio por ser um dia ameno (temperatura ambiente máxima –

22,4ºC) de céu limpo, ou seja, o dia típico de projecto de um sistema fotovoltaico em que o PR

estimado é adequado. Os períodos adequados nesse dia e os respectivos resultados em cada

sistema encontram-se na tabela 12.

CPV PV fixo PV tracker

Período 10h49m às 11h08m 11h41m às 11h52m 15h51m às 16h10m

realP 2,259 0,469 0,533

teóricaP 2,245 0,570 0,574

Tabela 12: Relação entre as potências reais e teóricas no dia 5 de Maio

Os resultados obtidos revelam-se satisfatórios pois as potências estimadas com base nos valores de

referência aproximaram-se das potências efectivamente registadas. No sistema PV fixo esta

aproximação não foi a mesma dos restantes sistemas como será discutido mais à frente.

No sistema CPV a diferença é muito pequena, da ordem dos 0,6%. Igualmente, o sistema PV tracker

registou uma diferença aceitável demonstrando um bom comportamento do sistema.

No que diz respeito ao sistema fixo, as conclusões a tirar serão as mesmas das dos restantes. No

entanto, a diferença verificada foi superior, o que se deve essencialmente à natureza do perfil de

radiação desta tecnologia. Este perfil apresenta um período muito pequeno em que são atingidos os

seus valores máximos (figura 29), o que faz com que o período considerado em que a radiação foi

constante a 1000W/m2 seja, na realidade, um período transitório. Assim, verificou-se um problema de

timing, pois a resposta de potência debitada pelos módulos à variação da radiação não é reflectiva

pelos aparelhos de medição de uma forma instantânea. O que aconteceu foi que apenas nos minutos

seguintes ao período considerado neste sistema a potência debitada subiu para valores relativamente

constantes da ordem dos 0,53kW.

Dados os bons resultados verificados neste teste, retira-se como conclusão que o PR estimado para

cada sistema foi uma boa aproximação.

39

3.5.2 Evolução mensal

3.5.2.1 Radiação Solar Na figura 25 apresentam-se os resultados das radiações mensais, com as correcções já

referenciadas, nos três sistemas, bem como a sua variação ao longo do ano em estudo na forma de

gráfico de barras.

Figura 25: Radiações mensais obtidas relativas a cada sistema fotovoltaico

Da leitura destes resultados é possível retirar algumas ideias:

Verifica-se uma tendência, já esperada, bem definida da variação das radiações ao longo do ano.

O DNI e as radiações globais nos planos fixo e de seguimento apresentam desde Agosto 2009 até

Maio de 2010 uma variação aproximadamente parabólica com mínimos em Dezembro. Já nos

valores de radiação de Maio a Julho, principalmente nos sistemas cristalinos, a pouca variação

verificada pode ser explicada por nos meses posteriores à época de chuvas (Maio e Junho) o céu

limpo de poeiras e outras substâncias que possam filtrar a radiação.

Como é óbvio a radiação no sistema PV tracker é sempre bastante superior às restantes, devido a

ser uma radiação global (diferença para o CPV) e por ter seguimento (diferença para o PV fixo).

Comparando a radiação global medida no plano fixo e o DNI medido no pireliómetro verifica-se

que a primeira apenas foi inferior em Junho e Julho.

Radiação no sistema fixo aproxima-se mais da radiação no tracker nos meses de inverno dada a

menor fracção de radiação directa.

3.5.2.2 Produção energética A figura 26 apresenta, aproximadamente, a mesma forma da figura 25, mas desta vez com a

informação relativa à evolução mensal da produção já corrigida.

Ago-09

Set Out Nov Dez Jan Fev Mar Abr Mai Jun Jul-10

DNI 1447,81058,5 850,7 359,0 349,7 388,1 390,9 658,8 850,1 1258,01456,81371,0

Global - PV fixo 1610,41339,5 993,8 549,5 445,9 503,5 591,0 1033,71177,01275,51223,61271,0

Global - PV tracker 2042,71824,71419,7 792,1 681,0 709,8 823,4 1306,91706,11980,91949,21934,3

0

500

1000

1500

2000

2500

[kW

h/k

Wp

]

Radiações mensais

40

Figura 26: Produções mensais obtidas relativas a cada sistema fotovoltaico

A variação de produção ao longo do ano, em termos qualitativos, segue, como esperado, a variação

da radiação incidente salvo algumas excepções que se devem a alguns dos factores de perda

existentes nos sistemas. Por exemplo, em Junho e Julho a radiação global no plano do sistema PV

fixo foi semelhante à de Maio, no entanto, devido ao efeito da perda de eficiência das células com

temperaturas elevadas, o resultado foi uma produção energética até ligeiramente inferior nesses dois

meses (pode-se confirmar isto através dos valores de rendimento – 10,6% em Maio, 9,7% em Junho

e 9,3% em Julho). No sistema PV tracker a produção nestes meses, pelo mesmo motivo, tem uma

variação muito pequena.

O sistema PV tracker ganha tanto mais relativamente ao fixo quanto maior for o nível de radiação. De

facto, em dias de céu descoberto em que há uma maior porção de radiação directa na radiação global

do plano colector, a diferença é substancial. Assim, esta diferença aumenta em meses de maior

radiação.

Embora os módulos de CPV apenas captem a radiação solar directa verifica-se que durante os

meses de Agosto de 2009 e Julho de 2010, meses com poucas nuvens, a produção global de energia

eléctrica foi superior à obtida pelos módulos planos mesmo tendo captado muito menos radiação útil

do que o PV tracker. Mesmo com um modelo de módulo desactualizado e com limitações na radiação

captada, verifica-se que o CPV é uma solução competitiva em cinco meses do ano (Agosto,

Setembro, Outubro, Junho e Julho), nos quais está ao nível do sistema PV tracker sendo, inclusive,

superior em Agosto e Julho.

Como conclusão, em termos da produção energética, como esperado, a melhor opção nos meses

com uma menor radiação é o PV tracker enquanto nos restantes meses o favoritismo é repartido

entre o PV tracker e o CPV.

Ago-09

Set Out Nov Dez Jan Fev Mar Abr Mai Jun Jul-10

CPV 260,8 181,5 139,3 54,3 47,2 48,7 51,5 90,5 138,5 172,8 214,7 222,0

PV fixo 166,2 132,3 102,2 68,9 60,3 64,9 75,3 125,3 140,1 135,3 119,1 118,2

PV tracker 234,1 185,8 155,4 91,7 76,7 82,5 95,7 151,9 198,3 213,6 224,3 218,5

0

50

100

150

200

250

300[k

Wh

/kW

p]

Produções mensais

41

3.5.2.3 Rendimento médio Na figura 27 encontra-se representada a variação mensal dos rendimentos médios obtidos, da

expressão (3.28), para cada sistema.

Figura 27: Variação mensal dos rendimentos médios de cada sistema

Observa-se que a variação foi diferente nos três sistemas, principalmente na comparação do CPV

com os sistemas cristalinos. A irregularidade é a principal característica que definiu o sistema CPV e

que o distingue dos restantes. De início, o comportamento do sistema CPV foi muito bom atingindo,

no primeiro mês, um rendimento médio superior ao nominal. De seguida, com a chegada do Outono,

verificou-se uma queda continua dos valores do rendimento até Janeiro, a qual se deve a dois

factores:

Nestes meses mais chuvosos ter sido bastante problemático a perda de rendimento óptico dadas

as condensações internas ocorridas.

À irregularidade dos níveis de radiação directa, que tem um impacto negativo no comportamento

do inversor deste sistema. O seu inversor pára nos períodos de nebulosidade e demora sempre

algum tempo a arrancar quando se verifica a “aberta” seguinte. Isto implica que existem períodos

de tempo em que existe radiação directa disponível mas o sistema não está a produzir, reduzindo-

se assim o rendimento ao final do mês. Este comportamento agrava-se, como é natural, nos

meses de Inverno.

Nos meses seguintes, com a tentativa de resolução do primeiro factor referido e com o aumento

progressivo de radiação directa, os rendimentos foram aumentando para níveis mais perto dos

esperados, embora nunca mantendo uma gama de valores constante porque as condensações

demoram a sair. No entanto, o rendimento médio calculado no mês de Abril afastou-se da tendência

esperada denotando que a radiação ou a produção medidas (embora não tenha sido verificada

nenhuma anomalia aquando da análise dos resultados brutos) nesse mês poderão não estar

correctas.

Ago-09

Set Out Nov Dez Jan Fev Mar Abr Mai JunJul-10

CPV 18,0% 17,1% 16,4% 15,1% 13,5% 12,5% 13,2% 13,7% 16,3% 13,7% 14,7% 16,2%

PV fixo 10,3% 9,9% 10,3% 12,5% 13,5% 12,9% 12,7% 12,1% 11,9% 10,6% 9,7% 9,3%

PV tracker 11,4% 10,2% 10,9% 11,6% 11,3% 11,6% 11,6% 11,6% 11,6% 10,8% 11,5% 11,3%

6,0%

8,0%

10,0%

12,0%

14,0%

16,0%

18,0%

20,0%

Re

nd

ime

nto

Perfil da variação dos rendimentos

42

Relativamente ao sistema PV fixo a variação foi a inversa, ou seja, nos meses mais frios os

rendimentos calculados foram superiores. Isto fica a dever-se a um único factor, a alta sensibilidade à

variação das temperaturas a que as suas células se encontraram sujeitas havendo ganhos de

rendimento nos meses mais frios e perdas nos meses mais quentes.

Já o sistema PV tracker demonstrou uma constância nos valores do rendimento ao longo do ano.

Embora também possua alta sensibilidade às temperaturas de operação, o seguimento solar

demonstra-se um excelente factor a favor da sua performance nos meses de verão e não tão bom

nos meses de inverno. Assim, relativamente ao sistema PV fixo apresenta maiores rendimentos nos

meses de verão e menores rendimentos nos meses de Inverno. Considerando como exemplo um dia

frio de Dezembro, verifica-se que o sistema PV tracker ao seguir o movimento do sol recebe uma

maior quantidade de radiação o que faz com que as suas células aqueçam mais do que as do

sistema fixo o que por consequência proporciona a este último um maior ganho ou uma menor perda

por efeito de temperatura.

Uma forma mais concreta de avaliar os rendimentos de cada sistema é através do gráfico da figura

28. Nela apresenta-se um gráfico que analisa a relação entre o input (radiação solar) e o output

(produção de energia) dos módulos, ou seja, o rendimento dos sistemas. As rectas representadas

servem como referencia pois cada ponto pertencente a elas terá 10% 14% ou 17,1% (14% e 17,1%

dos rendimentos nominais dos cristalinos e do CPV, respectivamente) de rendimento médio diário.

Apresentam-se apenas os dias do mês de Junho por uma questão de facilidade de visualização.

Figura 28: Gráfico input - output para o mês de Junho

Para além do resto este gráfico demonstra essencialmente a qualidade da estimativa do rendimento

mensal, uma vez que os pontos de cada sistema se encontram, na sua generalidade, dentro de uma

mesma recta.

Verificou-se que os sistemas PV fixo e PV tracker, durante o mês de Junho, funcionaram, para

radiações relevantes, à volta dos 10%, enquanto o CPV funcionou acima dos 14%.

Notou-se também que como já estamos num mês de verão com muita radiação directa, na maioria

dos dias, o DNI medido já é superior à radiação global medida no plano do fixo, enquanto a radiação

no plano do PV tracker é a mais elevada. No entanto, neste mês, o sistema CPV já leva vantagem na

0

0,5

1

1,5

2

2,5

0 2 4 6 8 10 12 14

Ene

rgia

pro

du

zid

a [k

Wh

/m2]

Energia de radiação diária em cada sistema [kWh/m2]

Input/Output - Junho

CPV PV fixo PV tracker 17,1% 14,0% 10%

43

maioria dos dias em termos energia produzida por unidade de área, dados os seus maiores

rendimentos diários.

3.5.3 Análise diária

3.5.3.1 Perfis de radiação, potência eléctrica e rendimento No presente subcapítulo apresentam-se gráficos relativos ao dia 15 de Junho, dia este que servirá

de dia representativo. Importa dizer que foi um dia de céu limpo no qual o sistema CPV atingiu a sua

potência máxima mensal (2,37kW de 2,46kW nominais) assim como o DNI (0,927kW/m2).

O primeiros perfis a serem estudados serão os de das radiações relativas a cada sistema através da

figura 29.

Figura 29: Perfis de radiação diária recebida por cada sistema dia 15 de Junho

As principais informações a retirar destes perfis de radiação são:

Enquanto o início e o fim da recepção de sol se dá ao mesmo tempo nos sistemas CPV e PV

tracker, no sistema PV fixo a recepção começa mais tarde e termina mais cedo, por um lado

devido ao não seguimento solar e por outro por se encontrar a um nível mais baixo.

Nos sistemas CPV e PV tracker como há seguimento do movimento do sol os níveis máximos de

radiação dão-se durante muito mais tempo durante o dia do que no PV fixo. Neste último dá-se um

aumento gradual até ser atingido um máximo ao meio-dia solar (por volta das 13h reais) seguido

de imediato por uma descida com o mesmo perfil de inclinação da subida.

Como esperado os máximos atingidos pelas duas radiações globais são superiores ao DNI por

incluírem a difusa.

A radiação medida no plano do sistema fixo sofre algumas quebras ao longo do dia que se devem

ao sombreamento que o respectivo sensor sofre por parte dos apoios do seguidor e pelos módulos

dos sistemas que se encontram a um nível superior.

A figura 30, por sua vez, representa a consequência das radiações apresentadas anteriormente, ou

seja, é a potência debitada por cada sistema ao longo do dia.

0

0,2

0,4

0,6

0,8

1

1,2

kW/m

2

Radiação Solar DNIGlobal fixoGlobal tracker

44

Figura 30: Potências eléctricas debitadas por cada sistema ao longo do dia 15 de Junho

Os perfis obtidos demonstram, como esperado, uma grande dependência das respectivas radiações

visto os andamentos nos três sistemas serem muito parecidos aos destas. Denotam também, embora

em muito menor amplitude, dependência da temperatura pelo registo de ligeiras quebras na potência

debitada, em especial, nos sistemas cristalinos. A linha que representa o sistema PV tracker é a que

melhor exemplifica este último factor ao apresentar um andamento linear nas alturas mais quentes do

dia.

Quantitativamente, o valor de potência produzida por unidade de área no CPV é superior à do PV

tracker (na altura mais produtiva do dia) verificando assim as suas potencialidades, em dias sem

nebulosidade, pela produção de mais energia com menor energia recebida. Relativamente ao sistema

PV fixo verificou-se uma importante perda (aproximadamente das 14h às 17h) devido ao

sombreamento dos seus módulos. É de notar que este sombreamento dá-se num período e em

quantidades diferentes do verificado na radiação visto o sensor de radiação ter uma área muito menor

da dos módulos e também um posicionamento diferente (topo da string). Logo, as consequências na

energia calculada teoricamente e medida experimentalmente são diferentes. De resto este sistema

perde muita potência por, devido ao não seguimento solar, só atingir o seu valor máximo num período

muito pequeno (período em que os raios se aproximaram da incidência normal) sendo muito inferior

nas restantes horas do dia.

Os rendimentos instantâneos são consequências directas das variações representadas nos dois

gráficos anteriores. O resultado está na figura 31.

0,00

0,02

0,04

0,06

0,08

0,10

0,12

0,14

0,16

kW/m

2

Potência eléctrica CPV

PV fixo

PV tracker

45

Figura 31: Rendimentos exibidos por cada sistema ao longo de dia 15 de Junho

3.5.3.2 Efeito da temperatura Neste subcapítulo o dia representativo escolhido foi 30 de Junho, dia em que a temperatura ambiente

atingiu um máximo mensal de 40,4ºC esperando-se assim elevadas perdas por temperatura.

Este efeito no rendimento dos módulos já foi referido em várias ocasiões no presente trabalho, no

entanto neste subcapítulo será estudado em maior pormenor. Pelos exemplos até agora dados temos

falado essencialmente em perdas por temperatura mas o efeito contrário também se verifica

(ganhos), sobretudo no inverno, quando as temperaturas descem abaixo das temperaturas de

referência.

Na figura 32 estão as distribuições da potência instantânea e da temperatura ambiente no dia 30 de

Junho.

Figura 32: Efeito da temperatura ambiente na potência debitada pelo sistema CPV

Embora, como já foi referido, em termos globais a perda por temperatura é desprezável, neste dia

muito quente não o é. No gráfico verifica-se que com o aumento da temperatura ambiente, e

especificamente a partir dos 32ºC, a potência sofre uma descida. Esta perda atinge os 4,3% quando a

temperatura atinge os 40,4ºC.

Como esperado, na figura 33 é demonstrado o mesmo tipo de comportamento no sistema PV tracker

verificado no sistema CPV mas com uma maior intensidade. Este comportamento é visível com uma

0%

2%

4%

6%

8%

10%

12%

14%

16%

18%Rendimento CPV

PV fixo

PV tracker

0

0,5

1

1,5

2

2,5

05

1015202530354045

05

:…

05

:…

06

:…

07

:…

08

:…

09

:…

09

:…

10

:…

11

:…

12

:…

13

:…

13

:…

14

:…

15

:…

16

:…

17

:…

18

:…

18

:…

19

:…

20

:…

21

:…

kW

ºC

Efeito Temperatura - CPV

Temperatura ambiente

Potência

46

maior facilidade neste sistema que no sistema PV fixo pela natureza do seu perfil de potência, que ao

ser praticamente um valor constante nas horas mais produtivas do dia permite ter a certeza que as

perdas são efectivamente pela temperatura. Neste sistema, à medida que a temperatura de célula

aumenta, há um valor a partir da qual a potência decresce claramente sem haver nenhuma quebra da

radiação solar. É, aproximadamente, 46,7ºC esta temperatura. Ao longo do dia a temperatura de

célula sobe até aos 62,5ºC provocando uma perda de potência de 0,5kW às 09h19m para 0,41kW às

14h36m, ou seja, uma perda de 22%, consideravelmente superior à apresentada pela tecnologia

CPV. Estes resultados permitem aferir acerca do factor de perdas por temperatura real e comparar

com o fornecido pelo fabricante: CCCkWkW /º%57,0º7,46º5,62%1005,041,0 .

Conclui-se que este é superior ao utilizado no cálculo das perdas por temperatura, confirmando o que

foi dito acerca de este ser um dos principais factores responsáveis pelas maiores diferenças

registadas nos sistemas cristalinos.

Figura 33: Efeito da temperatura ambiente na potência debitada pelo sistema CPV

3.6 Conclusão do capítulo

Com a realização do estudo experimental do presente capítulo foi possível verificar a coerência do

comportamento das três tecnologias em estudo.

Na sua generalidade as indicações sobre o comportamento das tecnologias que eram fornecidas

pelos fabricantes foram todas verificadas demonstrando que estes são fiáveis. Em particular, as

potências e os rendimentos nominais foram satisfatoriamente verificados pelas estimativas realizadas

dos performance ratios das instalações, os quais, pelos mesmos motivos mereceram confiança na

transposição para o cenário macro. Como reforço às conclusões referidas na última frase está o facto

de, com todas as incertezas associadas, as produções obtidas experimentalmente serem muito

próximas daquelas que foram estimadas.

Relativamente às variações mensais e diárias e às perdas por temperatura foram confirmados vários

factores que agora são uma certeza acerca dos comportamentos destas tecnologias.

Então, os factos enunciados possibilitam que a transposição de uma realidade experimental para uma

implementação ao nível macro possa ser feita uma vez que agora a segurança com que é possível

partir para o projecto de centrais fotovoltaicas com dimensões superiores é muito maior.

0

0,1

0,2

0,3

0,4

0,5

0,6

0

10

20

30

40

50

60

70

05

:…

05

:…

06

:…

07

:…

08

:…

09

:…

10

:…

11

:…

11

:…

12

:…

13

:…

14

:…

15

:…

16

:…

17

:…

18

:…

18

:…

19

:…

20

:…

21

:…

kWºC

Efeito Temperatura - PV tracker

Temperatura de célula

Potência

47

Capítulo 4

4. Estudo comparativo da implantação a uma escala macro

4.1 Enquadramento No presente capítulo pretende-se dar continuação ao estudo realizado no capítulo anterior, mas desta

vez numa escala de produção superior, através da aplicação das três tecnologias estudadas ao

projecto de centrais fotovoltaicas de uma maior dimensão. Esta transposição de uma escala micro

para uma escala macro será efectuada através do enquadramento no concurso público N.º1/FV/2010

para atribuição de uma capacidade de 150MW de injecção de potência na rede eléctrica de serviço

público dividida por 75 lotes de 2MW para a produção de energia eléctrica produzida a partir de

centrais solares fotovoltaicas, incluindo a tecnologia solar de concentração [15].

Neste sentido, será um trabalho que se insere no conceito de produção descentralizada pois destina-

se à produção energética nas proximidades dos consumidores finais. É um tipo de produção que

cada vez mais, tanto por iniciativa governamental como por iniciativa dos promotores do sector

energético, está a ser expandida dadas as suas vantagens, em muitos casos, relativamente à típica

produção centralizada de grande escala. Uma das suas grandes vantagens está nos custos

associados pois a geração centralizada requer um grande investimento ao nível das infra-estruturas

de transmissão e distribuição da energia, para além de com isso originar maiores perdas. Outras

vantagens que a produção descentralizada tem são a sua maior modularidade, menores riscos no

planeamento e menor tempo de implementação pela sua menor dimensão, maior qualidade de

serviço nos consumidores de proximidade e aumento da actividade económica nas zonas de

produção [16].

4.2 Objectivos do capítulo Apresentar os vários aspectos a ter em conta num projecto, ao nível macro, de uma central

fotovoltaica descentralizada para injecção na rede, nomeadamente através da apresentação do

diagrama unifilar eléctrico.

Aplicar a metodologia da secção seguinte às três tecnologias consideradas no capítulo anterior de

modo a poder compará-las tanto energética como economicamente e concluir sobre qual a mais

competitiva.

Perspectivar, para os três casos em estudo, quais serão as suas evoluções nos próximos cinco

anos com o objectivo de verificar qual a tendência esperada para os resultados obtidos na

actualidade.

48

4.3 Metodologia Nesta secção, em primeiro lugar, apresentam-se as características das três tecnologias que irão ser

submetidas à simulação teórica em causa. Na secção 4.3.2 analisar-se-ão os pressupostos e

características gerais a ter em conta no projecto da central. De seguida enunciar-se-á a metodologia

utilizada para a avaliação energética e económico-financeira dos projectos, a qual inclui os seguintes

itens: dada a potência de pico admitida pela rede eléctrica realizar uma avaliação energética dos três

sistemas tendo em conta todos os parâmetros necessários para tal; como complemento das

estimativas realizadas (às quais se chamará “modelo simplificado”) fazer uma simulação

computacional através do programa PVsyst de modo a comparar os resultados nomeadamente para

a optimização do PR; optimizar a potência fotovoltaica a instalar de modo a obter a produção

energética máxima com o menor desperdício possível; montar o modelo económico-financeiro do

projecto com a aplicação das métricas de avaliação económicas habituais. No subcapítulo seguinte

apresentam-se os resultados obtidos da aplicação da metodologia utilizada, os quais serão discutidos

à medida que serão apresentados. No penúltimo subcapítulo apresentar-se-á um estudo sobre a

perspectiva de evolução dos resultados nos próximos anos ao qual se executará uma análise de

sensibilidade logo de seguida.

4.3.1 As tecnologias em estudo As tecnologias estudadas neste capítulo são as mesmas que as do capítulo anterior, ou seja:

fotovoltaico de concentração com óptica de reflexão; fotovoltaico tradicional (módulos policristalinos

de silício) montado em estrutura fixa a 30º com orientação sul; e fotovoltaico tradicional com

seguimento da trajectória solar. Nesse sentido, daqui em diante, utilizar-se-ão os mesmos nomes

utilizados para cada sistema no capítulo 3.

No entanto, existem duas diferenças relativamente aos módulos utilizados no estudo experimental:

utilizar-se-ão módulos CPV do modelo da mais recente geração; e os módulos policristalinos

utilizados serão de um modelo e fabricante diferentes.

As principais características dos módulos referidos no parágrafo anterior estão resumidas de seguida:

Tipo de módulo Potência nominal [Wp] Eficiência [%] Área [m2]

CPV 330 26,0 1,50

Silício policristalino 225 13,9 1,62

Tabela 13: Modelos e principais características dos módulos utilizados no estudo teórico

As suas fichas técnicas contendo as restantes características podem ser visualizadas no anexo D.

4.3.2 Caso de referência

4.3.2.1 Localização e condições ambientais No projecto de uma central fotovoltaica é necessário, em primeiro lugar, ter em atenção a sua

localização e o respectivo recurso solar local. Como foi referido na secção 4.1 este trabalho insere-se

no âmbito do concurso público lançado em diário da república dia 22 de Outubro de 2010. No

programa de procedimento deste concurso público encontram-se as subestações disponíveis (ver

49

anexo E) para receber a potência eléctrica produzida na central. Dada a maior quantidade de

radiação solar directa (2,25MWh/m2ano num ano típico segundo a base de dados Meteonorm) na

região algarvia a subestação escolhida foi a de Tunes (área 4, zona de rede 54B). Um terreno

adequado à implementação real do projecto poderia ser o que se apresenta na figura 35. Possui,

aproximadamente, 33,4 hectares (que como se concluirá chegaram), localiza-se perto do ponto de

recepção e tem as seguintes coordenadas: 33º,9’24” – latitude; 8º,16’97” – longitude.

Figura 34: Imagem de satélite do terreno e da subestação em Tunes

4.3.2.2 Componentes e pressupostos - Diagrama unifilar eléctrico Os principais componentes presentes e necessários numa central fotovoltaica são os módulos

fotovoltaicos, os cabos eléctricos, as caixas de junção, os inversores, os transformadores e o posto

de corte e seccionamento (PCS). De modo a facilitar a explicação da função de cada componente e

da interligação entre si foi desenhado o diagrama unifilar eléctrico da instalação. Este consiste numa

representação esquemática geral do percurso da electricidade pelos vários componentes do sistema

visando mostrar as interligações entre os equipamentos sem pormenorizar quanto aos pontos de

ligação existentes. O diagrama é o que se apresenta na figura 36.

O cerne da instalação é claro o conjunto de módulos fotovoltaicos (gerador fotovoltaico), nos

quais se dá a transformação da radiação solar em energia eléctrica DC. A quantidade de módulos

fotovoltaicos a utilizar depende da potência fotovoltaica que será necessário instalar. Já os tipos de

Gerador

fotovoltaico

1ª Caixa

de junção

2ª Caixa

de junção Inversor Transformador

PCS

Energia

eléctrica

na rede

Radiação solar

Terreno

Subestação de alta

tensão de Tunes

Figura 35: Diagrama unifilar eléctrico

50

ligações entre si (em série ou paralelo) dependem não só da potência a instalar mas também da

disposição mais conveniente dos módulos no terreno, que deverá ser escolhida tendo em atenção as

perdas nos cabos e os sombreamentos resultantes, e das características dos inversores escolhidos.

O fluxo eléctrico de corrente contínua é conduzido através de cabos de cobre após a saída de cada

string, ou seja, após a saída de cada conjunto de módulos ligados em série. Nesta fase a secção dos

cabos deverá ser pequena dada a baixa intensidade de corrente prevista de modo a que a

combinação destes dois valores por um lado, minimizem as perdas de potência em linha por efeito de

Joule, e por outro, reduzam os gastos com os cabos que são crescentes com o aumento da secção.

Por isso, a área escolhida, de entre as disponíveis, para os cabos nesta parte do percurso foi de

10mm2.

Os componentes seguintes são as caixas de junção, nas quais é feita a junção das correntes

provenientes de vários cabos, por sua vez provenientes de várias strings, com o intuito de diminuir o

número de cabos que tem de ser menor, tanto na entrada de componentes existentes no sistema

numa fase posterior, como no final no ponto de injecção. São, então, caixas que têm como input

vários cabos com uma determinada corrente e uma determinada secção e devolvem como output um

único cabo com uma intensidade de corrente superior (igual à soma das correntes dos cabos na

entrada) e com uma secção necessariamente superior, que será considerada 35mm2. A quantidade

de caixas de junção depende do número de strings a ligar, das correntes na saída das mesmas e da

intensidade de corrente requerida nas suas saídas. A estas caixas de junção dá-se o nome de caixas

de junção de primeiro nível. Consoante a dimensão dos sistemas fotovoltaicos a projectar, poderão

ser necessários mais níveis até à obtenção do número de cabos requeridos na entrada do inversor ou

inversores. Em sistemas fotovoltaicos da dimensão do presente trabalho é usual utilizarem-se dois

níveis de conjuntos destas caixas. Como condição de projecto utilizar-se-ão cabos com 95mm2 de

área na saída das caixas de junção de segundo nível. Para além dos terminais para as ligações dos

cabos estas caixas também podem possuir aparelhos de corte, fusíveis de string, díodos de bloqueio

das strings e um descarregador de sobretensões [14].

De seguida a corrente eléctrica é direccionada para o dispositivo que converte o sinal eléctrico DC

num sinal eléctrico AC necessário no ponto de injecção (rede eléctrica). Este dispositivo é o inversor,

um dos componentes mais importantes da instalação. Para além disso é responsável pelo rastreio do

ponto operacional do inversor ao MPP do gerador fotovoltaico, pode também fazer o registo de dados

operacionais e de alarme e funcionar como dispositivo de protecção AC e DC [14].

Num sistema fotovoltaico pode-se optar por dois tipos principais de soluções no que diz respeito à

configuração string - inversor a utilizar [17]:

Sistemas com inversores centralizados que são responsáveis pelo funcionamento de uma grande

fracção do gerador fotovoltaico.

Sistemas com inversores descentralizados em que cada um é alimentado por uma fracção

pequena do sistema fotovoltaico (15 a 30 kW).

As soluções mais comuns para sistemas de grandes dimensões, como o caso do deste trabalho, são

as soluções centralizadas pois são as que permitem menores perdas e maior economia nos custos

dos inversores. Dado o maior perigo de utilizar um único inversor é usual a utilização de uma maior

51

quantidade. Tendo em conta, em primeiro lugar, que a central a dimensionar tem 2MWp, e em

segundo lugar, a gama de potência de inversores disponíveis no mercado, considerou-se a utilização

de dois inversores de aproximadamente 1MW cada ou quatro inversores de aproximadamente 500kW

cada. A escolha tem de ter em conta, por um lado a parte económica, favorável à primeira

configuração, e por outro, às garantias/perigosidade de utilizar um número muito baixo de inversores.

Utilizar apenas dois inversores pode ser mais vantajoso em termos de investimento inicial mas tornar-

se-á demasiado perigoso e consequentemente dispendioso caso ocorram avarias prolongadas. Por

isso, será a segunda solução a ser utilizada. Uma vez escolhida esta configuração, o próximo passo

será escolher as características dos quatro inversores, que são consequência da potência fotovoltaica

necessária instalar e das ligações efectuadas entre os módulos aquando do layout. São,

principalmente, estes dois factores que serão tidos em conta no capítulo 4.4.2 para a escolha dos

inversores específicos a utilizar pois, o primeiro factor influenciará a potência de saída de cada

inversor, e o segundo a tensão máxima de entrada e a gama de tensões MPP, ou seja, as principais

características para uma escolha que torne a ligação entre os quatro conjuntos gerador - inversor

possíveis.

A corrente eléctrica sai de cada inversor em baixa tensão mas com uma elevada intensidade. Por

isso, os cabos de saída são muito grossos de modo a diminuir as perdas de potência resultantes. No

entanto, é incomportável fazer a distribuição de energia em cabos com tal secção. Então, a solução

está em utilizar, imediatamente a seguir a cada inversor (no mesmo contentor), o componente

seguinte da figura 36, o transformador, que tem como função aumentar a tensão, até valores na

gama da média tensão, de modo que seja possível a ligação com a rede eléctrica. Deste modo

proporciona que seja necessária uma menor intensidade de corrente e, consequentemente, menores

perdas por efeito de Joule (proporcionais a RI2), mantendo a potência a ser distribuída (P=VI). Essa

corrente eléctrica, uma vez convertida em média tensão, está em condições de seguir até à

subestação onde é transformada de média para alta tensão. As suas potências são escolhidas

segundo a potência nominal de saída do respectivo inversor.

A corrente eléctrica, antes de ser enviada pelo ramal até à subestação de Tunes, encontra apenas

mais um componente que é o PCS (posto de corte e seccionamento) onde a energia a entregar à

rede é contabilizada e limitada se necessário. Para além disso serve como protector de rede.

Todas as características discutidas anteriormente aplicam-se às três tecnologias que irão ser

projectadas, i.e., nos três cenários a projectar considerar-se-ão todos os pressupostos enunciados:

mesmo tipo de cabos (material e secções), caixas de junção divididas por dois níveis, quatro

inversores centralizados, quatro transformadores acoplados aos inversores, mesmo ponto de

recepção e mesmo terreno e condições ambientais.

52

4.3.3 Avaliação energética dos sistemas

4.3.3.1 Modelo simplificado A expressão utilizada para realizar a avaliação energética das centrais em projecto é a mesma

utilizada no capítulo anterior para o estudo experimental, i.e., a expressão (3.14). O conteúdo e a

utilização que lhe será dada é que serão diferentes, ora vejamos:

Agora, as radiações a utilizar serão radiações de projecto, ou seja, valores de um ano típico para o

local em causa. Através da consulta da base de dados Meteonorm (software que contém bases de

dados climatéricas para todo o mundo) obtêm-se os valores de radiação directa e de radiação

global num plano horizontal num ano típico com intervalos de uma hora. No entanto, neste estudo

são necessárias as radiações globais, não no plano horizontal, mas sim num plano inclinado a 30º

orientado a sul para o sistema PV fixo e no plano com seguimento solar para o sistema PV tracker.

Para isso, foi utilizado um estudo realizado pela empresa De Viris que utiliza as equações de

movimento do sol para obter os factores de conversão da radiação disponível num plano

horizontal para os planos pretendidos. Os valores obtidos, em termos anuais, são:

CPV PV Fixo PV tracker

]./[ 2 anomkWhRsistema 2250,71 2113,58 2762,54

Tabela 14: Radiações em cada um dos sistemas obtidas da base de dados Meteonorm

Os rendimentos nominais dos módulos são os da tabela 14, os quais são rigorosamente obtidos

da forma descrita no capítulo anterior através da expressão (3.18):

2588,0]/[850][5,1

][33022

mWm

WCPVmódulo

1389,0]/[1000][62,1

][22522ker_

mWm

WPVtracPVfixomódulo

Neste caso o PR é calculado, não só no percurso DC, mas em todo o percurso, até ao ponto de

recepção. Sendo assim, os factores de perda a ter em conta são em maior número pois serão

contabilizados os rendimentos dos inversores e dos transformadores. Outro factor a ter em conta

será o factor disponibilidade. No estudo experimental este factor não é necessário contabilizar pois

só os momentos em que a instalação está em funcionamento são úteis para o estudo. Já no

presente estudo é necessário prever as perdas energéticas originadas por indisponibilidade do

sistema devido a paragens para manutenção ou correcção de avarias.

Então, a lista total de perdas esperadas para os sistemas é:

Missmatch de módulos – Considerar-se-á 1% de perda em cada sistema pois é a perda

sugerida pelo fabricante CPV, como explicado no capítulo anterior.

Missmatch de string – Segundo [14] é usual considerar-se, perdas da ordem dos 2%.

Perdas no seguidor solar – No presente estudo teórico utilizar-se-ão, nos sistemas CPV e PV

tracker, os dados referentes ao seguidor utilizado na instalação experimental. Logo, como

explicado na secção 3.4, há que considerar os três factores em que esta perda se divide. Uma

vez que o missmatch de módulos já foi contabilizado e o factor desalinhamento não é aplicável

53

ao sistema PV tracker, as perdas no seguidor são de 1,5% no CPV e 0,5% no PV tracker. No

entanto os valores fornecidos pelo fabricante dos módulos CPV deverão estar um pouco

exagerados pois são utilizados para efeitos de garantias por isso é razoável baixar a perda no

CPV para 1%.

Sujidade – Consideram-se as mesmas perdas utilizadas no estudo experimental.

Cabos – Este factor, nesta fase do projecto, não pode ser calculado através da expressão

(3.20) pois ainda não é possível saber os comprimentos, as intensidades de corrente e as

tensões, os quais só poderão ser calculados após as potências fotovoltaica a instalar e os

layouts dos sistemas estarem definidos. Por isso, é necessário considerar uma estimativa de

projecto para este parâmetro que segundo [14] pode tomar o valor de 1%.

Perdas/ganhos por efeito de temperatura – As expressões (3.22) e (3.23) são, de novo, as

indicadas para calcular os respectivos rendimentos. No entanto as temperaturas reais a utilizar

nas fórmulas já não são as experimentais mas sim temperaturas obtidas através da base de

dados meteorológicos Meteonorm da forma que de seguida se explica. As temperaturas de

célula, referência aos sistemas PV fixo e PV tracker, são estimadas, segundo [18], através da

aplicação da expressão (4.1).

ker_

ker_

ker_

PVtracPVfixo

refPVtracPVfixo

ref

PVtracPVfixo

célulaambientecélulaR

RTNOCTTT

(4.1)

Onde NOCT (do inglês, normal operating cell temperature) é a temperatura de célula prevista

quando as condições de operação são as de referência. Para os novos módulos as condições

de referência são as mesmas enquanto os coeficientes de temperatura se modificam como se

pode ver na tabela 15.

CfCPVT /º%

CfPVtracePVfixoT /º%

ker__

CNOCT º

-0,21 -0,45 46

Tabela 15 Coeficientes de temperatura e NOCT dos módulos policristalinos

Já a temperatura ambiente e as radiações incidentes são os valores horários da base de

dados, estando neste momento reunidas as condições para o cálculo dos valores horários das

temperaturas de célula.

Como agora, está disponível um ficheiro com as temperaturas e radiações horárias, impõe-se

que o cálculo das perdas por temperatura diárias, mensais ou anuais se façam através de uma

ponderação dos respectivos rendimentos instantâneos para que os rendimentos sejam

considerados conforme o seu grau de influência na produção energética. Por isso, para o

cálculo dos rendimentos anuais, foi feita a ponderação dos rendimentos horários através das

radiações horárias, da seguinte forma:

8760

1

8760

1

i

i

i

ii

sistemaTemp

R

R

(4.2)

54

Onde 8760 é o número de horas no ano.

Perdas IAM – São as mesmas que as utilizadas no capítulo anterior pois apenas dependem do

tipo de posição dos módulos relativamente ao sol.

Inversor – Dada a não possibilidade da escolha concreta dos inversores a utilizar nesta fase do

projecto, o seu rendimento terá de ser dado pela observação do catálogo de um dos inversores

mais vendidos do mercado na gama requerida. Recorrendo a um inversor de 500kW de saída

do fabricante Efacec e do modelo PV500NA o rendimento é 0,974 e inclui as perdas na

conversão do sinal de DC para AC e também as perdas do rastreio pelo ponto MPP que são da

ordem dos 0,1%.

Transformador – A situação é a mesma da do inversor, por isso, foi utilizado um valor normal

para este tipo de máquinas: 0,985.

Degradação dos módulos – Dado o rendimento dos módulos não permanecer constante ao

longo dos anos é usual a consideração de uma perda anual. Essa perda é, segundo os

fabricantes, de 1% nos módulos cristalinos. Relativamente à tecnologia CPV o fabricante

fornece um valor de 0,8% para a degradação anual deste tipo de módulos.

Factor disponibilidade – Considerar-se-ão perdas de 1% no sistema PV fixo e 1,5% no sistema

PV tracker porque tem seguidores logo, em princípio, necessitará de uma maior manutenção

mecânica. Em relação ao sistema CPV, por ser uma tecnologia mais complexa e recente e pela

particularidade de necessitar de limpezas mais frequentemente considerar-se-á 1,7% de perda.

Sombreamento – Como primeira estimativa serão utilizados valores típicos – 3% de perdas nos

três sistemas – segundo a experiência da empresa De Viris, e numa segunda fase, num cálculo

mais preciso, com os layouts já definidos, utilizar-se-ão os valores reais obtidos

computacionalmente através do programa PVsyst.

Em resumo, os rendimentos, para cada sistema, correspondentes aos doze tipos de perdas atrás

enunciados, são os seguintes:

Sistema Tipo de perda

CPV PV fixo PV tracker

Missmatch módulos 0,99 0,99 0,99

Missmatch string 0,98 0,98 0,98

Seguidor 0,99 - 0,995

Sujidade 0,99 0,995 0,995

Cabos 0,99 0,99 0,99

Temperatura 0,9983 0,9536 0,9439

IAM 0,986 0,973 0,986

Inversor 0,974 0,974 0,974

Transformador 0,985 0,985 0,985

Degradação 0,992 0,99 0,99

Disponibilidade 0,983 0,99 0,985

Sombreamento 0,97 0,97 0,97

Tabela 16: Tipos de perda e respectivos valores para cada sistema em estudo

55

Através da substituição de todos estes valores na expressão (3.14) são obtidas as produções por

unidade de área nos três sistemas (uma vez que as radiações são, desta vez, em kWh/m2), ficando

assim só a faltar calcular as áreas fotovoltaicas a multiplicar para obter a energia produzida

anualmente, em kWh, em cada sistema. Para obter estas áreas é necessário encontrar a potência

fotovoltaica a instalar em cada sistema. Esta será obtida utilizando um método essencialmente gráfico

da forma que se explicará de seguida. Pela análise da expressão referida conclui-se que só variando

um parâmetro é possível aumentar a energia produzida nos sistemas, que é a área de módulos

fotovoltaicos a utilizar. Sem uma limitação da potência de pico no PCS a energia produzida seria

directamente proporcional à área fotovoltaica tomasse esta um valor qualquer. A verdade é que a

potência de pico permitida para injecção na rede está limitada a 2MW, logo aquela relação de

proporcionalidade não se verificará pois toda a potência fornecida que seja superior a 2MW será

automaticamente rejeitada no inversor ou no PCS. Assim, o valor da potência a ser instalada será

aquela que, a partir da qual, um aumento da área instalada não tenha um beneficio proporcional em

termos de energia produzida. Isso é conseguido construindo o gráfico energia produzida no sistema

(em kWh) vs potência fotovoltaica instalada (kWp). Uma vez obtidos todos os parâmetros necessários

para o cálculo da energia e usando o software indicado para, por um lado, calcular com um

incremento de uma hora as potências expectáveis obter dos sistemas, e por outro, limitar a 2MW

essas mesmas potências, estão reunidas todas as condições para construir o gráfico referido, sendo

apenas necessário variar os valores de potência com consequência imediata na área fotovoltaica e

potências instantâneas. Com todas estas potências reais calculadas para todas as 8760 horas

durante um ano, basta somá-las para estar disponível o resultado requerido. A estes aspectos há que

ter em atenção que nem todos os factores constituintes do PR podem estar incluídos neste estudo de

optimização pois nem todos constituem uma perda constante no funcionamento dos sistemas, entre

os quais estão o IAM, a sujidade, o sombreamento, o factor disponibilidade e a degradação. Por

exemplo, o sombreamento não deverá ser considerado, para condições de projecto energético, já que

nas condições nominais para que o projecto é feito (alturas em que o sol está nos pontos da sua

trajectória mais elevados) não existe sombreamento. Já o factor temperatura, embora não seja um

valor constante é possível e necessário considerá-lo como factor no projecto pois estão disponíveis

as temperaturas horárias e através destas as perdas/ganhos horários. Os factores restantes que são

passíveis de se considerar em condições nominais de projecto são os missmatch de módulos e

strings, os seguidores, os cabos, o inversor e o transformador.

Deste modo e aplicando o método gráfico que irá ser descrito no subcapítulo 4.4.1 obter-se-á a

potência fotovoltaica óptima em termos puramente energéticos. No entanto na secção 4.3.4 será feito

um estudo da avaliação económico-financeira dos projectos e por isso concluir-se-á que a potência a

instalar deverá ser ajustada de modo a balancear de uma forma optimizada os benefícios energéticos

com os benefícios económicos. No modelo económico-financeiro, o cálculo energético não deverá ser

feito para efeitos de cálculo da potência a instalar mas sim para efeitos de energia efectivamente

produzida, por isso, deverão ser aplicados os factores de perda sujidade, sombreamento, IAM e

disponibilidade.

56

4.3.3.2 Simulação computacional A simulação computacional foi realizada recorrendo ao programa PVsyst (um dos softwares mais

comuns na simulação de sistemas fotovoltaicos). O principal objectivo foi a obtenção de uma

referência para comparação com o modelo simplificado e posterior actualização do mesmo.

Com esta ferramenta é possível obter-se muito mais do que uma previsão de energia produzida

anualmente. Neste tipo de programas é possível implementar a disposição real dos módulos no

terreno obtendo desta maneira o efeito dos sombreamentos no desempenho dos sistemas

possibilitando assim realizar um estudo de optimização deste factor permitindo assim resolver

problemas de dimensionamento e levar à optimização de sistemas fotovoltaicos.

Em concreto, através da imposição de pressupostos teóricos, permitirá verificar a funcionalidade do

sistema projectado em aspectos tais como a compatibilidade entre o inversor escolhido e o tipo de

ligações efectuadas entre os módulos fotovoltaicos, permitirá obter as produções mensais e anuais

dos sistemas, bem como os factores de perda detalhados em forma de diagrama de Sankey, a partir

dos quais poderão ser validados os valores correspondentes utilizados no modelo teórico e feitas as

devidas correcções. Uma vez actualizado o modelo simplificado através da imposição de valores

mais correctos obtidos da simulação obter-se-ão valores para a energia produzida nos sistemas.

Através destes o modelo económico-financeiro será actualizado e o estudo sobre as perspectivas de

evolução realizado.

No entanto, este estudo só poderá ser feito para os sistemas cristalinos uma vez que este software

ainda não faz a simulação para equipamentos com tecnologia de concentração.

4.3.4 Layout Como já referido, o layout, i.e., a disposição e o tipo de ligações entre módulos no terreno, é realizado

de modo a que haja compatibilidade entre as propriedades eléctricas, intensidade máxima admissível

e gama de tensões, do gerador fotovoltaico e o inversor correspondente. Outro factor a ter em conta

na escolha da disposição e ligações dos módulos é a perda nos cabos, factor que resulta da

combinação entre a intensidade, a tensão, o comprimento, e área de cada secção de cabos

eléctricos. As secções são três: da string à caixa de junção de 1º nível (nível 0), desta à caixa de

junção de 2º nível (nível 1) e desta última ao inversor (nível 2). Este é o percurso em que a corrente é

do tipo contínuo. Após o inversor, a partir do qual a corrente se torna alternada, é possível não

considerar perdas nos cabos porque em primeiro lugar, do inversor ao transformador a distância é

muito curta, e por último do transformador em diante a tensão é muito elevada. Outros factores a ter

em consideração são a optimização da área de terreno a utilizar (no caso de haver limitações

económicas) e das sombras entre módulos, factor muito importante na performance dos sistemas

fotovoltaicos. No entanto, no presente trabalho este trabalho de optimização não será efectuado pelo

que a disposição dos módulos será feita de modo a que o conjunto tenha uma forma geral rectangular

(em inglês são os chamados “quadratic PV fields” que têm como característica terem como resultado

uma minimização das perdas nos cabos) [19] e os espaçamentos entre strings utilizados serão

aqueles que normalmente são utilizados de modo a que haja um bom compromisso entre os

sombreamentos e a renda do terreno.

57

O primeiro cálculo a realizar para a obtenção do layout de cada sistema é o do número de módulos

(sistema PV fixo) ou seguidores (sistemas CPV e PV tracker) necessários para cumprir a potência

fotovoltaica previamente estabelecida. Para isso basta fazer o quociente entre a potência instalada e

a potência de cada módulo ou seguidor utilizados em cada sistema:

Módulo

InstaladaMódulos

P

PN

(4.13)

MóduloSeguidorMódulos

Instalada

Seguidor

InstaladaSeguidores

PN

P

P

PN

/ (4.14)

Dadas as características dos três sistemas existem pequenas diferenças na metodologia pelo que

será explicada individualmente:

CPV – Após a utilização da equação (4.14) os seguidores resultantes deveram ser divididos pelos

quatro inversores. Se os números obtidos não forem inteiros há que fazer uma divisão não

homogénea pelos inversores.

Cada seguidor de módulos CPV, como se pode ver pela sua ficha técnica no anexo C, suporta 28

módulos. Parte ou a totalidade destes serão ligados em série ou paralelo. Na ligação em série (em

string) a tensão resultante é a soma das tensões de cada módulo e a intensidade é a intensidade

de corrente produzida por um módulo. Se a ligação for em paralelo ocorre o oposto, a tensão do

sistema ligado a cada inversor é a tensão da string e a intensidade de corrente o produto da

intensidade de um módulo pelo número de strings por inversor e pelo número de seguidores por

inversor. A decisão sobre como são feitas as ligações tem como condição, como já foi dito, os

parâmetros característicos do inversor a que se for ligar: a tensão total terá de ser menor que a

tensão máxima, terá de estar dentro da gama MPP que este rastreia e a intensidade total menor

que a sua intensidade de corrente máxima. Indicações estas aplicadas igualmente aos restantes

sistemas.

Relativamente ao espaçamento entre seguidores será, pelas razões referidas e pela experiência

de outros projectos, de 19m E-W e 15m N-S. Já as disposições dos seguidores, das caixas de

junção e dos contentores que contêm o inversor e o transformador são escolhidas de modo a

minimizar, através dos comprimentos e da intensidade da corrente, as perdas nos cabos. Do

mesmo modo acontecerá nos restantes sistemas.

PV fixo – Para este sistema é a expressão (4.13) a indicada para calcular o número de módulos.

O número de módulos por string é imposto parcialmente, como já foi dito, pelo inversor. Este

número será escolhido de modo a que a tensão correspondente da string (consequentemente do

sistema) fique mais perto do limite superior da gama MPP porque quanto maior for a tensão

menores são as intensidades de corrente e as perdas nos cabos. O número de strings do sistema

pode ser calculado de seguida dividindo o número de módulos do sistema pelo número de

módulos por string.

Relativamente ao sistema anterior a única diferença a ter em atenção é o espaçamento (d) entre

conjuntos de strings. Este será calculado através de um método amplamente utilizado que é

representado pela expressão (4.15) [14]:

58

sen

senbd

180

(4.15)

Onde b é a altura da fileira de strings, o ângulo de inclinação (30º) e o ângulo na figura 37, o

qual é usualmente considerado o ângulo de altitude solar mínimo no inverno para que haja quatro

horas de sol (das 10h às 14h solares) em 21 de Dezembro (o dia mais pequeno do ano) pois

constitui um bom compromisso entre a utilização de terreno e os sombreamentos. No local em

questão (Algarve) este ângulo toma o valor de 25º. O resultado que advém para a distância d é de

3,8m.

Figura 36: Sombreamento de um campo fotovoltaico inclinado

PV tracker – A metodologia é a mesma da dos sistemas anteriores, apenas a escolha do número

de módulos por seguidor terá de ser efectuada. Como estão disponíveis os dados do seguidor

incorporado no modelo de módulos CPV, este será utilizado para o sistema com módulos

cristalinos. Assim, através da área disponível para módulos no seguidor e a área dos módulos

cristalinos escolher-se-ão os números de módulos que resultarem do quociente destas duas

áreas.

4.3.5 Avaliação económico-financeira dos projectos No presente subcapítulo serão enunciados todos os pressupostos económicos e financeiros bem

como os métodos utilizados para realizar uma análise dos projectos. Com o objectivo de comparação

entre tecnologias e não de uma optimização detalhada em termos financeiros, todos os pressupostos

e métodos utilizados serão iguais nos três casos. Assim, os modelos económico-financeiros diferem

apenas em inputs tais como a energia expectável produzir em cada ano de vida do projecto, o

investimento inicial e os gastos com operação e manutenção anuais.

O período de vida útil de um módulo fotovoltaico é 25 anos, por isso, no presente trabalho este será o

período de tempo considerado para o funcionamento da instalação.

A análise de projectos é o elemento decisivo do plano de negócios que permite analisar a viabilidade

do projecto, na óptica do promotor, e motivar os financiadores para o seu apoio. Este capítulo

59

apresenta os elementos essenciais à análise de projectos incluindo a comparação de fluxos

financeiros ao longo do tempo e os critérios de avaliação.

4.3.5.1 Pressupostos económicos Como em qualquer tipo de projectos com objectivo de retorno financeiro, a avaliação económica de

um projecto de uma central fotovoltaica pressupõe a avaliação de um conjunto de factores-chave, tais

como: estimativa do capital que é necessário investir, preço de venda da energia e outras despesas

associadas. Em resumo, há que definir e estimar as receitas e os custos associados aos projectos.

A receita a ter em conta com a implementação de uma central fotovoltaica é a venda contínua de

energia produzida pela mesma à rede eléctrica. O seu cálculo é efectuado através do produto entre a

energia que foi estimada produzir pela análise energética e a tarifa imposta pelo concurso público que

deu origem a este projecto. Esta tarifa é composta por uma tarifa bonificada de 0,258€/kWh durante

os primeiros 15 anos do projecto, sendo os restantes 10 anos a tarifa normal de venda de

electricidade em média tensão (MT). O cálculo desta tarifa, tendo em conta as tabelas tarifárias da

ERSE (descrito no anexo F), resulta no valor 0,1213€/kWh. A expressão utilizada foi a seguinte:

kWhtarifakWhEReceitas total €]€[ (4.3)

À energia produzida é aplicado o factor degradação anual de cada sistema em cada um dos 25 anos

de vida dos projectos.

O valor residual do imobilizado é outro parâmetro a ter em conta como receita, no entanto, dado o

grande período de vida deste projecto considerar-se-á que no fim do mesmo não renderá qualquer

proveito.

Relativamente aos custos associados ao projecto referem-se essencialmente ao investimento em

capital fixo, o qual é constituído por vários itens necessários ao funcionamento de uma central de

produção de energia deste tipo podendo ser dividido em corpóreo e incorpóreo. O capital fixo

corpóreo engloba todos os custos do equipamento necessários à implementação do projecto. Nesta

parcela são contabilizados os custos do equipamento base – módulos fotovoltaicos, seguidores e

estruturas no caso do sistema PV fixo – todas as montagens electromecânicas, cabos, inversores,

transformadores, contentores, PCS, construção civil, sistemas de controlo, custos de utilidades e

serviços, material de carga e transportes e equipamentos eléctricos de baixa e média tensão. Do

capital fixo incorpóreo fazem parte todas as despesas intrínsecas ao “know-how”, i.e., design do

processo (engenharia), fiscalização, escrituras, registos e impostos associados, despesas

necessárias para o arranque, despesas de empreitada e ainda provisão para imprevistos [20].

O orçamento realizado de acordo com todos os itens necessários referidos está implementado na

tabela 17. Os respectivos preços estão em euros por Watt pico instalado e foram fornecidos pela

empresa De Viris. A cada um destes preços está imputada, apenas no fim, uma margem de lucro

para o EPC (Engineering Procurement and Construction) que deverá ser considerado no preço de

cada um dos constituintes do capital.

60

Orçamento [€/Wp] CPV PV fixo PV tracker

Módulos 2,60

1,40 1,40

Seguidores - 0,52

Estruturas -- 0,130 --

Inversores Centralizados 0,20 0,20 0,20

Componentes eléctricos 0,11 0,09 0,11

Transformadores + PCS 0,09 0,09 0,09

Equipamento MT 0,05 0,05 0,05

Contentores 0,04 0,04 0,04

Monitorização & Supervisão 0,04 0,04 0,04

Construção Civil 0,17 0,05 0,17

Montagens Electromecânicas 0,24 0,18 0,23

Engenharia & Estaleiro 0,14 0,13 0,13

Outros (seguros, garantias bancárias, provisão para desvios) 0,05 0,05 0,05

Preço total de custo 3,73 2,45 3,03

Margem EPC 0,12 0,12 0,12

Preço de venda 4,24 2,78 3,44

Tabela 17: Orçamento das três centrais fotovoltaicas em projecto

O preço por Watt pico é, como esperado, superior para a tecnologia mais recente, o CPV,

essencialmente pelo preço elevado do conjunto módulos - seguidores. Já o sistema com um

orçamento mais barato é o PV fixo, o que se deve à sua maior simplicidade já que não possui

seguidores solares e os respectivos gastos com montagens e construção civil.

Estes preços de venda deverão ser multiplicados pelas potências a instalar em cada um dos sistemas

de modo a obterem-se os investimentos correspondentes em euros (capital investido ou CAPEX).

Na análise económica de um projecto, além do capital fixo é usual considerar-se um outro

componente no capital a investir, o capital circulante. Este é constituído por activos que permanecem

na empresa promotora do projecto durante um período reduzido de tempo, normalmente menos de

um ano. É constituído por existências, créditos sobre terceiros, investimentos de curto prazo,

disponibilidades e fundos de maneio. Dado o tipo de projecto este constituinte do capital não será

considerado por, por um lado, não se aplicar ao tipo de necessidades e obrigações do projecto, e por

outro, estar previsto que os recebimentos estarem adiantados relativamente aos pagamentos não se

constituindo assim a necessidade de fundos de maneio.

Outro fluxo importante durante o período de vida das instalações fotovoltaicas é o gasto anual com a

operação e manutenção (O&M ou OPEX). Este custo pode também ser dividido em vários itens de

modo a ser orçamentado, num período anual, tal como foi feito com o investimento em capital fixo, do

modo que pode ser consultado na tabela 18. São dados fornecidos pela empresa De Viris para uma

instalação de 2MW.

61

O&M [€/ano] CPV PV fixo PV tracker

Terreno 15.000,00 8.600,00 15.000,00

Pessoal 21.000,00 21.000,00 21.000,00

Vigilância 60.000,00 60.000,00 60.000,00

Seguros 13.000,00 10.000,00 12.500,00

Garantias equipamentos (extensão) 20.000,00 20.000,00 20.000,00

Peças de reserva 5.000,00 1.500,00 5.000,00

Consumíveis 5.600,00 2.800,00 5.600,00

Total [€/ano] 139.600,00 123.900,00 139.100,00

Tabela 18: Despesas previstas na operação e manutenção das centrais fotovoltaicas

Como se pode ver pelos preços apresentados, previsivelmente, o sistema fixo apresenta menores

encargos em alguns dos itens.

4.3.5.2 Pressupostos financeiros O investimento num projecto por parte do seu promotor necessita, evidentemente, de fontes de

financiamento que, dado o risco associado, deveram ser mais do que uma. É necessário, pois, definir

a estrutura de capital. Esse capital deverá ser dividido por capital próprio (mais conhecido pelo inglês

equity) e capital alheio, ou seja, deverá ser constituído por dinheiro pertencente à empresa promotora

e por dinheiro financiado externamente por entidades financeiras como, por exemplo, por um banco.

A fracção de capital alheio deverá ser a maior parte na estrutura de capital visto que a remuneração

dos investidores por capitais próprios será sempre muito mais incerta do que a dos financiadores pois

dependerá dos resultados futuros da empresa, enquanto o financiamento por capitais alheios

caracterizam-se por um reembolso e remuneração futuros previamente definidos através dos juros

definidos contratualmente. O mesmo será dizer que o custo de capital próprio é superior ao custo de

capital alheio. Este último trata-se da própria taxa de juro bancário, que é composta por duas partes

que deveram ser somadas: o spread bancário médio aplicado actualmente que se considerará de

4,5% e pela taxa euribor a 12 meses que, em Janeiro de 2011, registava 1,5% [21]. Tendo em conta

as exigências bancárias actuais o período de amortização máximo concedido é de,

aproximadamente, 15 anos pelo que será este o valor utilizado no modelo económico-financeiro. Já o

custo de capital próprio é um valor mais subjectivo pois é dado pela taxa de retorno exigida pelos

investidores que depende do tipo de investidor (qual a sua percepção de risco, que alternativas de

investimento tem, como se vai financia) e do tipo de investimento (qual o risco associado ao mercado

em que o projecto se insere). É uma das maiores fontes de incerteza da análise financeira pois não

tem um cálculo rigoroso sendo frequentemente estimado pelo método CAPM (Capital Asset Pricing

Method) [22], método este que explica a diferença entre a rentabilidade de várias empresas tendo em

conta um único factor: a correlação com o mercado. Este modelo postula que o custo de capital pode

ser estimado pela soma de uma taxa de retorno de um investimento sem risco mais uma taxa

referente ao prémio de risco. Neste trabalho considerar-se-á que o investimento sem risco é, por

exemplo, a aplicação de dinheiro nas obrigações do tesouro alemãs, o qual teria uma taxa de retorno

de 4%, e um prémio de risco, necessariamente superior, com um valor de 8%.

62

Há que referir que a análise efectuada está feita em termos reais e não nominais pois a inflação, dada

a sua volatilidade e difícil tratamento para o nível de detalhe aqui estudado, não será considerada.

Definidos e contabilizados os custos de capital, o passo seguinte consiste em determinar qual a

melhor relação percentual da estrutura de capital. Uma vez que o estudo presente pretende ser um

estudo comparativo e não de optimização financeira, utilizar-se-ão valores habituais em estruturas de

financiamento. Valores entre 20 e 30% para a equity são comummente encontrados dadas as

condições financeiras actuais pelo que a estrutura de capital para estes projectos é de 30% de capital

próprio e 70% de capital alheio.

Na análise financeira há que ter em consideração a amortização do exercício e o respectivo método.

Numa perspectiva contabilística, a amortização refere-se à perda de valor sofrida pelos bens

imobilizados como capital (ou activo) fixo, que se depreciam com o tempo. Na perspectiva fiscal,

aquela perda é considerada um custo e pode ser deduzida aos lucros tributáveis. As deduções são

feitas em função de taxas estabelecidas por lei. Uma amortização é, assim, uma reserva financeira

que se vai constituindo ao longo do período de vida de um bem, com o objectivo de o substituir no fim

desse período [23].

Consultando o actual código de IRC verifica-se que a taxa a que a amortização é feita, para

equipamentos solares, com fins contabilísticos e fiscais, é de 25% [24]. O que significa, utilizando o

método das quotas constantes [23] que considera que o valor de um bem ou serviço decresce a uma

taxa constante, uma amortização em 4 anos.

Neste momento estão reunidas todas as condições para o cálculo do resultado bruto em cada ano do

projecto. Este resultado bruto consiste em subtrair os custos e as despesas às receitas. Atendendo a

que todos os custos de capital são efectuados no chamado ano 0, constituem o investimento não

contribuindo directamente para este cálculo. No entanto, contribuirá indirectamente como uma

despesa nos 4 primeiros anos do projecto através da amortização da divida. Resumindo, o resultado

bruto (RB) em cada ano do projecto é [22]:

iiiii EFFAEOPEXReceitasRB (4.4)

Onde i=1,…,25 é o ano, AE a amortização do exercício e EFF os encargos financeiros de

financiamento, i.e., os juros bancários.

Nesta fase da análise financeira é necessário calcular os impostos cobrados sobre os lucros. Para

isso é necessário encontrar a matéria colectável sobre a qual a taxa de imposto será aplicada.

Segundo a lei portuguesa esta será um valor diferente de 0 no ano em que a soma dos resultados

brutos dos 4 exercícios (anos) anteriores seja um valor positivo (fonte: direcção financeira da

empresa De Viris). Atingido esse ano, caso essa soma seja inferior ao resultado bruto desse ano a

matéria colectável tomará o valor dessa soma, caso contrário tomará o valor do resultado bruto, e

assim sucessivamente com início nesse ano.

Uma vez encontrados os valores anuais da matéria colectável basta multiplicá-los pela taxa de

imposto para obter os impostos a pagar em cada ano. A taxa de imposto aplicada actualmente é

63

composta por duas parcelas: taxa de IRC com um valor de 25% e a derrama municipal, uma taxa de

cariz autárquico de 1,5%, perfazendo uma taxa de imposto de 26,5%.

Desta forma já é possível calcular o resultado líquido previsional (RL) em cada ano, subtraindo, para

isso, os impostos aos resultados brutos anuais:

iii ImpostoRBRL (4.5)

4.3.5.3 Fluxos financeiros Com base nos dados enunciados anteriormente deveram ser estimados os saldos (cash-flows)

contabilísticos de cada ano do projecto, os quais consistem num balanço entre entradas e saídas de

dinheiro, com o objectivo de a partir deles avaliar as condições do projecto.

No presente trabalho serão utilizados dois tipos de saldos: CASH-FLOW global de exploração (CFE)

e CASH-FLOW global accionista (CFA) [22].

O primeiro é o fluxo financeiro gerado pela actividade de exploração do projecto, incluindo impostos,

após tomar em consideração os encargos financeiros de financiamento para permitir uma óptica de

rentabilidade total, ou seja, considerando a equity a 100%. Consiste num balanço entre recebimentos

e pagamentos. O segundo pretende ter em conta a forma como o investimento é financiado

permitindo verificar qual é o fluxo líquido gerado para os accionistas.

Em termos matemáticos os dois interligam-se da forma demonstrada na expressão (4.6):

resfinanciadoaPagamentosresfinanciadodeosRecebimentCFECFA (4.6)

Onde os recebimentos de financiadores consistem nos 70% do investimento inicial no ano 0 e os

pagamentos a financiadores são a amortização da dívida e os juros anuais durante os 15 anos. Ao

investimento inicial é necessário somar o juro intercalar pago no ano 0, ou seja, no ano em que a

instalação física ainda está em construção e a amortização da dívida ainda não começou mas o

financiamento externo já foi efectuado. Já o CFE é obtido através da aplicação, em cada ano, da

seguinte expressão:

EFFAERLCAPEXCFE (4.7)

Isto é, corresponde, no ano 0, ao investimento inicial sem a parcela do juro intercalar e nos anos

seguintes à soma da amortização do exercício e dos juros bancários ao resultado líquido previsional,

sendo a AE somada devido ao facto de ser um custo que não tem associado um pagamento e os

EFF de modo a que seja consistente com o facto de ser um cálculo independente do financiamento.

4.3.5.4 Métricas de avaliação económica – decisão de investimento Quase todos os indicadores de desempenho utilizados para a decisão do investimento são calculados

a partir dos fluxos financeiros definidos na secção anterior. É através deles que o decisor decide se

um projecto é viável ou não ou se é preferível relativamente a outros. Os indicadores mais utilizados

em análise financeira de projectos são o VAL (Valor Actual Líquido) e a TIR (Taxa Interna de

64

Retorno), no entanto também serão utilizados o período de retorno (mais conhecido pelo inglês

payback), o índice de rentabilidade (IR) e o rácio receita/investimento. Dada a natureza do projecto o

parâmetro LCOE (Levelized Cost Of Energy) também será utilizado para uma comparação dos

preços da energia produzida. Então, de seguida, na forma de itens, serão explicados os significados e

objectivos de cada uma das métricas referidas [25]:

VAL (Valor Actualizado Líquido) – É o valor, em unidade monetária, que resulta do investimento no

projecto depois de pagos todos os custos e encargos, incluindo a rentabilidade exigida dos

capitais investidos. Resulta que, como critério de aceitação, se for igual a 0 o projecto é viável com

a taxa de retorno exigida, se for maior que 0 a rentabilidade é superior à exigida e pelo contrário

se for menor que 0 o projecto não deve ser aceite pelo promotor. Como critério de comparação

dever-se-á escolher o projecto com maior VAL positivo se as suas estruturas de capital, volumes

de investimento e duração forem iguais. Matematicamente é calculado através do somatório de

fluxos financeiros actualizados à taxa de rentabilidade mínima exigida. Como o interesse será

avaliar o projecto segundo o modelo de financiamento apresentado, os cash-flows deveram ser os

de accionista e a taxa de rentabilidade deverá ser um custo médio ponderado de capital (em inglês

WACC – Weighted Average Cost of Capital), o qual é, em cada ano i, calculado da seguinte forma:

CCAequityCCPequityWACC iii 1 (4.8)

Onde: equity é, como já referido, igual a 0,3 no ano 0 e, necessariamente igual a 1 no final do ano

15 aquando da finalização do pagamento do empréstimo; CCP o custo de capital próprio igual a

0,12; CCA o custo de capital alheio igual a 0,06.

O seu cálculo é efectuado através da aplicação da seguinte expressão:

25

0 1ii

i

i

WACC

CFAVAL

(4.9)

TIR (Taxa Interna de Rentabilidade) – É um modelo que, tal como o anterior, assenta no princípio

do desconto dos cash-flows e que parte dos fluxos previstos de modo a calcular a taxa de

rentabilidade que torna o VAL nulo, constituindo a resolução da seguinte equação:

0

1

25

0

i

i

i

TIR

CFA (4.10)

Resulta que, como critério de avaliação, um projecto deverá ser aceite se CCPTIR . Diferentes

projectos são comparáveis através da TIR da mesma forma e atendendo às mesmas condições

enunciadas no ponto anterior.

IR (Índice de Rentabilidade) – É o indicador ideal para comparar projectos que não apresentem o

mesmo investimento como é o caso do presente trabalho. É dado pela simples expressão:

CAPEX

VALIR

(4.11)

65

Tendo assim o mesmo critério de avaliação do VAL.

Payback económico – É o período de recuperação do investimento, ou seja, o número de anos

decorridos até que os proveitos compensem o investimento.

LCOE (Levelized Cost Of Energy) – É um parâmetro que calcula o custo médio do total da energia

produzida numa central de produção energética durante o seu período de vida, tendo como

unidade o €/kWh. Este vem substituir a definição clássica d energia, o €/kWp, com as vantagens

de não só contabilizar o custo da instalação por unidade de potência instalada mas também ter em

conta outros custos tais como o das actividades de operação e manutenção, a energia produzida,

a degradação e o tempo de vida da instalação [26]. O seu cálculo é efectuado através da razão

entre a soma do capital investido (CAPEX) com os custos de O&M (OPEX) e a energia total

produzida ( totalE ) em todo o período de funcionamento da central [26]:

totalE

OPEXCAPEXLCOE

(4.12)

4.3.5.5 Análise de sensibilidade à potência instalada Após uma primeira iteração da potência de pico a instalar em cada um dos sistemas feita com base

em pressupostos unicamente energéticos, há que considerar uma solução combinada entre uma

optimização energética e os interesses financeiros do promotor dos projectos. Assim, torna-se

necessário considerar outras potências próximas das obtidas pelo método da secção 4.3.3.1 e

através dos indicadores económicos enunciados na secção anterior verificar se uma variação de

potência poderá constituir uma boa solução com vista a optimização dos projectos.

Neste exercício há que ter em conta que nem todos os parâmetros presentes no orçamento tem uma

variação igual com a potência. No que diz respeito aos gastos com engenharia e estaleiro são

aproximadamente iguais na gama de potências testadas. Os gastos com os inversores,

transformadores e contentores variam parcial e discretamente com a potência visto que, por um lado,

estes equipamentos podem estar a ser utilizados nos limites ou em parte das suas capacidades, e

por outro, existem potências limite a partir das quais é necessário que estes equipamentos tenham

uma maior capacidade, logo um custo diferente por unidade de potência. Relativamente aos restantes

itens presentes no orçamento, possuem uma variação linear com a potência.

A análise conjunta energética e económica com o objectivo de dimensionar as centrais em estudo

será efectuada no subcapítulo 4.4.1.

4.4 Resultados e respectiva discussão

4.4.1 Potência instalada Como referido no capítulo 4.3.3.1 a potência a instalar num sistema fotovoltaico deverá ser aquela

que proporcione o máximo de horas anuais com 2MW eléctricos a serem fornecidos à rede. Isso é

conseguido através da instalação de um conjunto de módulos fotovoltaicos que perfaçam em

66

conjunto uma potência necessária a vencer todas as perdas existentes no sistema. Procedendo desta

forma e através do aumento dessa potência cada vez mais serão as horas que ultrapassaram os

2MW na rede. Assim de modo a que esse excedente não se torne um grande desperdício só deverá

ser instalada a potência que, a partir da qual, não exista um aumento proporcional de energia.

Através dos três gráficos seguintes é possível concluir quanto ao valor dessa potência. As curvas a

azul são as curvas reais, enquanto as rectas a preto servem de elementos auxiliares e representam a

energia teoricamente esperada se não houvesse constrangimentos no nível de potência a injectar.

Figura 37: Gráfico da variação da energia com a potência instalado no sistema CPV

Figura 38: Gráfico da variação da energia com a potência instalado no sistema PV fixo

4850000

5050000

5250000

5450000

5650000

5850000

6050000

2100 2200 2300 2400 2500 2600 2700 2800 2900

Ene

rgia

pro

du

zid

a [k

Wh

]

Potência instalada [kWp]

Energia vs Potência - CPV

3800000,0

4000000,0

4200000,0

4400000,0

4600000,0

4800000,0

5000000,0

5200000,0

2100 2200 2300 2400 2500 2600 2700 2800 2900

Ene

rgia

pro

du

zid

a [k

Wh

]

Potência instalada [kWp]

Energia vs Potência - PV fixo

67

Figura 39: Gráfico da variação da energia com a potência instalado no sistema PV tracker

Da observação dos três gráficos anteriores e de outros com uma gama de potências mais curta

presentes no anexo G conclui-se que as centrais estarão energeticamente optimizadas com os

valores enunciados na tabela 19.

CPV PV Fixo PV tracker

][kWpPenergética

instalada 2240 2410 2310

Tabela 19: Potências fotovoltaicas a instalar partindo de pressupostos energéticos

Agora é necessário avaliar uma possível alteração destas, de modo a que seja tido em conta

melhores condições económico-financeiras nas quais o projecto possa ser executado, sem que, para

isso, sejam comprometidos os pressupostos energéticos. Após o teste a vários parâmetros técnicos e

económicos, cujos gráficos constam do anexo L, verifica-se que através dos gráficos da variação da

TIR e do LCOE com a potência fotovoltaica instalada os resultados pretendidos podem ser obtidos

com a devida justificação.

De seguida estão representados os referidos gráficos para o sistema CPV:

Figura 40: Variação da TIR com a potência instalada no sistema CPV

4900000,0

5100000,0

5300000,0

5500000,0

5700000,0

5900000,0

6100000,0

6300000,0

6500000,0

2100 2200 2300 2400 2500 2600 2700 2800 2900

Ene

rgia

pro

du

zid

a [k

Wh

]

Potência instalada [kWp]

Energia vs Potência - PV tracker

5,60%

5,80%

6,00%

6,20%

6,40%

6,60%

6,80%

7,00%

7,20%

7,40%

2000 2040 2080 2120 2160 2200 2240 2280 2320 2360 2400

TIR

acc

ion

ista

Potência instalada [kWp]

TIR vs Potência - CPV

68

Figura 41: Variação do LCOE com a potência instalada no sistema CPV

Neste sistema verificam-se as condições desejadas de TIR máxima para 2080kWp e LCOE mínimo

para 2200kWp. Como, por um lado, a potência óptima em termos energéticos dá-se para 2240kWp e

não é viável descer muito abaixo de modo a não descurar este aspecto, e por outro, é sabido que

com uma maior potência o €/kWp torna-se mais baixo, é razoável utilizar uma potência superior à que

resulta numa maior rentabilidade para os accionistas. Adicionalmente para 2200kWp o decréscimo da

TIR relativamente ao seu máximo ainda não é muito acentuado, logo será este o valor mais indicado

a utilizar.

Figura 42: Variação da TIR com a potência instalada no sistema PV fixo

0,1280

0,1285

0,1290

0,1295

0,1300

0,1305

0,1310

0,1315

2000 2040 2080 2120 2160 2200 2240 2280 2320 2360 2400

LCO

E [€

/kW

h]

Potência instalada [kWp]

LCOE vs Potência - CPV

14,40%

14,60%

14,80%

15,00%

15,20%

15,40%

15,60%

15,80%

16,00%

2250 2290 2330 2370 2410 2450 2490 2530 2570 2610 2650

TIR

acc

ion

ista

Potência instalada [kWp]

TIR vs Potência - PV fixo

69

Figura 43: Variação do LCOE com a potência instalada no sistema PV fixo

Como consequência de, relativamente ao sistema CPV, o desperdício de energia no sistema PV fixo

começar a ser mais significativo apenas para potências mais elevadas, para a gama de potências em

estudo nos dois sistemas, o decréscimo do aumento percentual das receitas é muito maior no CPV.

Daqui resulta que até aos 2650kWp o LCOE ainda esteja numa fase decrescente e a TIR apenas

atinja o seu máximo 160kWp acima dos 2410kWp obtidos da análise energética. Assim, conclui-se

que em termos económicos este sistema estaria optimizado para 2570kWp. No entanto este valor já

acarreta um desperdício importante de energia e como se pode ver no anexo J uma razão

receitas/investimento a afastar-se do seu valor máximo. Adicionalmente, verifica-se que a partir dos

2490kWp a melhoria em termos de TIR e LCOE não é significativa. Torna-se, então, coerente utilizar

o valor 2490kWp para a execução do projecto.

Figura 44: Variação da TIR com a potência instalada no sistema PV tracker

0,104

0,105

0,106

0,107

0,108

0,109

0,110

0,111

0,112

0,113

2250 2290 2330 2370 2410 2450 2490 2530 2570 2610 2650

LCO

E [€

/kW

h]

Potência instalada [kWp]

LCOE vs Potência - PV fixo

17,40%

17,60%

17,80%

18,00%

18,20%

18,40%

18,60%

18,80%

19,00%

2150 2190 2230 2270 2310 2350 2390 2430 2470 2510 2550

TIR

acc

ion

ista

Potência instalada [kWp]

TIR vs Potência - PV tracker

70

Figura 45: Variação do LCOE com a potência instalada no sistema PV tracker

O sistema PV tracker é um caso intermédio dos dois anteriores. Tendo em consideração os aspectos

discutidos anteriormente conclui-se que é 2390kWp o valor de potência mais indicado a instalar.

Instalando esta potência obtêm-se a maior TIR possível, o desperdício de energia ainda não é

significativo e o LCOE encontra-se perto do seu mínimo.

4.4.2 Dimensionamento do inversor e transformador Definidas as potências fotovoltaicas a instalar em cada um dos sistemas, já é possível proceder à

escolha dos inversores e transformadores indicados. Essa escolha é realizada tendo em conta a

comparação entre a potência de pico que o inversor/transformador é capaz de receber e a potência

de pico debitada pelo gerador fotovoltaico referente ao inversor em causa, com a condição de que a

primeira seja superior à segunda.

Em primeiro lugar é necessário definir quais os inversores “candidatos” e quais as suas potências

máximas de entrada. Os modelos de inversores são definidos pela sua potência nominal de saída por

isso é necessário aplicar os respectivos rendimentos a esses valores de modo a obter a potência

máxima de entrada. Relativamente aos inversores “candidatos”, tendo em conta a oferta do mercado,

serão quatro inversores de 500kW (total de 2000kW) ou quatro de 630kW (total de 2520kW).

Atendendo a que o rendimento dos primeiros é 0,974 e o dos segundos é de 0,985 (anexo D) obtêm-

se as seguintes potências máximas de entrada:

Inversor 500kW 630Kw

][_ kWPmáxinversorentrada 2053,4 2558,4

Tabela 20: Modelos de inversores candidatos e respectivas potências máximas de entrada

Já a potência recebida pelos inversores é obtida pelo produto entre a potência instalada em cada

sistema e o PR parcial até aos inversores, ou seja, as perdas que se verificam que são fixas no

tempo desde o início da produção eléctrica até à entrada dos inversores: missmatch de módulos e de

string, cabos e seguidores.

0,098

0,099

0,100

0,101

0,102

0,103

0,104

0,105

0,106

2150 2190 2230 2270 2310 2350 2390 2430 2470 2510 2550

LCO

E [€

/kW

h]

Potência instalada [kWp]

LCOE vs Potência - PV tracker

71

CPV PV fixo PV tracker

][kWPinstalada 2200 2490 2390

inversoraoatéPR __ 0,9508 0,9605 0,9556

][_ kWP inversorentrada 2091,76 2391,6 2283,9

Tabela 21: Potências de entrada nos inversores

Conclui-se que é o inversor de 630kW (SC 630CP) o indicado a ser utilizado nos três sistemas.

Para a escolha do transformador o procedimento é o mesmo com a diferença de que no PR é

necessário aplicar o rendimento do transformador escolhido, ou seja, 98,5%. Considerando a gama

de transformadores de distribuição herméticos da empresa produtora Efacec, particularmente os de

500kW e 630kW, com rendimentos médios de 98,5%, obtém-se as tabelas análogas às duas

anteriores.

Transformador 500kW 630kW

][_ kWPmáxdortransformaentrada 2030,5 2558,4

Tabela 22: Modelos de transformadores candidatos e respectivas potências máximas de entrada

CPV PV fixo PV tracker

][kWPinstalada 2200 2490 2390

dortransformaaoatéPR __ 0,9365 0,9461 0,9413

][_ kWP dortransformaentrada 2060,3 2355,8 2249,7

Tabela 23: Potências de entrada nos inversores

Como as potências de entrada no transformador, em condições nominais, nos três sistemas em

estudo, são superiores às máximas admissíveis no transformador de 500kW e inferiores no de

630kW, será este último o indicado.

4.4.3 Layout Através da metodologia enunciada no subcapítulo 4.3.5 obtêm-se os seguintes resultados:

72

CPV PV fixo PV tracker

MódulosN 6667 11067 10623

SeguidoresN 238 - 409

StringMódulosN / 14 26 26

][VVtotal 700501414 MPPV 76854,292626 MPPV 768 (igual ao PV fixo)

StringsN 476 426 409

SeguidorStringsN / 2 - 1

InversorStringsN / 120 num inversor e 119 nos restantes

106 em 2 inversores e 107 nos restantes

103 num inversor e 102 nos restantes

][AI total 1,7876,625,119

25,119

MPPI 7,81364,75,106

5,106

MPPI

2,78164,725,102

25,102

MPPI

Tabela 24: Quantidade dos principais componentes dos sistemas fotovoltaicos e tensões e intensidades de saída

O factor mais visível dos resultados apresentados é o muito menor número de módulos necessário no

sistema CPV, factor este que já era esperado pelo seu maior rendimento, que resulta na necessidade

de ocupar uma menor área não só fotovoltaica mas também de terreno.

Como o número de módulos e o número de strings foram arredondados por excesso, tanto o número

de módulos e seguidores como as correspondentes potências fotovoltaicas tem de ser corrigidos:

CPV PV fixo PV tracker

MódulosN 6678 11076 10634

SeguidoresN 239 - 409

][kWPinstalada 2203,7 2492,1 2392,7

Tabela 25: Valores finais das potências a instalar e correspondentes números de módulos e seguidores

O número de módulos por string foi escolhido de modo a que se verifique a adequação entre a tensão

a que o gerador e o inversor escolhido trabalham. Visto que a tensão máxima no inversor é de 1000V,

a gama MPP é 500-820V e a intensidade de corrente máxima é 1350A verifica-se que os sistemas se

encontram electricamente funcionais.

Através destes resultados foram realizadas as simulações da disposição dos módulos e seguidores

no terreno. Com estas obtém-se as intensidades, tensões e comprimentos em cada secção (níveis 0,

1 e 2), ficando deste modo reunidas as condições para calcular as perdas reais nos cabos. Essas

perdas foram calculadas através da expressão (3.22) e tomam os valores da tabela 26. Os valores

das perdas por secção e dos respectivos parâmetros utilizados para o seu cálculo podem ser

visualizados no anexo J.

CPV PV fixo PV tracker

Total de perdas nos cabos [%] 1,43 1,03 1,26

Tabela 26: Perdas reais nos cabos

São valores que demonstram que a estimativa de perdas de 1% em cada sistema foi razoável.

73

4.4.4 Avaliação energética Através das perdas detalhadas obtidas do PVsyst foi possível verificar e actualizar (se necessário) as

perdas consideradas no modelo simplificado. Para isso, os valores escritos na tabela 27 foram

comparados de forma a optimizar os resultados. Nessa tabela apresentam-se os valores descritos no

subcapítulo 4.3.3.1 e os valores obtidos no programa de simulação. É de notar que nem todos os

valores referentes a este programa são outputs visto que os factores correspondentes às últimas

cinco linhas foram valores impostos. Uma dessas linhas refere-se às perdas nos cabos calculadas no

subcapítulo anterior e que, por isso, já puderam ser utilizadas como inputs do programa de simulação

e poderão ser agora utilizadas na actualização do modelo simplificado.

Modelo simplificado Modelo de simulação

Sistema Tipo de perda

CPV PV fixo PV tracker PV fixo PV tracker

Sombreamento 0,97 0,97 0,97 0,962 0,96

IAM 0,986 0,973 0,986 0,973 0,989

Nível da radiação - - - 0,969 0,983

Temperatura 0,9983 0,9536 0,9439 0,926 0,91

Sujidade 0,99 0,995 0,995 0,995 0,995

Missmatch módulos 0,99 0,99 0,99 0,973 0,974

Missmatch string 0,98 0,98 0,98 0,979 0,979

Transformador 0,985 0,985 0,985 - -

Inversor 0,974 0,974 0,974 0,975 0,975

Seguidor 0,99 - 0,995 - 0,995

Cabos 0,99 0,99 0,99 0,9897 0,9874

Disponibilidade 0,983 0,99 0,985 0,99 0,985

Degradação 0,992 0,99 0,99 0,99 0,99

Tabela 27: Perdas consideradas pelos modelos teóricos e de simulação

Conclui-se que algumas das perdas consideradas no modelo simplificado terão de ser actualizadas

enquanto outras, tais como o missmatch de string e a temperatura, não. Verifica-se ainda um terceiro

caso pois o programa de simulação calculou uma perda que não foi tida em conta no modelo

simplificado. Trata-se de uma perda que tem em conta o rendimento dos módulos quando sujeitos a

baixos níveis de radiação e que na tabela 27 é referida como “nível de radiação”.

Os factores de perda a serem actualizados são o sombreamento, o IAM e o missmatch de módulos.

Os dois últimos serão considerados valores iguais aos obtidos no PVsyst enquanto relativamente às

perdas por sombreamento o mesmo não pode ser feito por estas serem dadas em percentagem da

radiação e não em percentagem da energia produzida. Visto Isto, foi necessário encontrar soluções

para fazer esta transposição. Relativamente ao sistema PV tracker, segundo informações da empresa

De Viris, para um sistema com seguimento, uma perda de 9,5% na radiação corresponde a uma

perda de 3,5% na energia produzida. Assim, através de uma regra de três simples, foi possível

calcular a perda que resultou num valor de 4% correspondente a 10,9% de perda na radiação

recebida. Já no caso do sistema PV fixo essa informação não estava disponível e por isso o método

utilizado foi outro, o qual consistiu em comparar a energia produzida com o perfil normal de radiação

74

e a energia produzida se fosse aplicada uma perda de 4,1% a esse perfil, ou seja, a perda de

radiação obtida do PVsyst. O resultado foi que em termos de energia produzida essa perda é de

3,8%. No entanto, há que ter em atenção que este é um método aproximado visto que, para que o

cálculo fosse exacto, a perda média de 4,1% deveria ser aplicado só aos momentos em que o

sombreamento dos módulos ocorre.

Relativamente ao missmatch de string verifica-se que a estimativa de 2% foi adequada enquanto as

perdas por efeito da temperatura apresentam diferenças importantes. No entanto, uma vez que o

cálculo teórico destas últimas foi efectuado de uma forma fiável estas não serão modificadas.

Uma vez que o funcionamento do sistema CPV se assemelha ao do PV tracker pelo facto de ambos

seguirem a trajectória solar, serão utilizadas as mesmas actualizações utilizadas no sistema PV

tracker para o modelo teórico referente ao sistema CPV.

Na tabela 28 encontram-se os resultados mais importantes obtidos de ambos os modelos,

nomeadamente a radiação, o PR e a energia produzida.

CPV PV fixo PV tracker

Modelo de simulação

Radiação [kWh/m2ano]

-

2148,4 2985,7

PR 0,753 0,708

Energia produzida [kWh] 4031804 5055141

Energia produzida por unidade de potência [kWh/kWp]

1619,2 2115,1

Modelo simplificado

Radiação [kWh/m2ano] 2250,7 2113,6 2762,5

PR 0,8350 0,8088 0,8032

Energia produzida [kWh] 4787133 4285027 5286279

Energia produzida por unidade de potência [kWh/kWp]

2198,6 1720,9 2240,1

Tabela 28: Principais resultados obtidos dos modelos teóricos e de simulação

Verifica-se que a base de dados relativa à radiação utilizada pelo PVsyst fornece valores um pouco

superiores aos utilizados no modelo simplificado (8% no caso do sistema PV tracker), factor que pode

explicar, em parte, as diferenças verificadas no cálculo das perdas por temperatura. Terá também

influência directa no cálculo da energia produzida.

No entanto, as perdas consideradas pelo programa PVsyst são superiores às do modelo simplificado,

de tal forma que superam as maiores radiações consideradas por este, resultando numa previsão

mais conservadora no que diz respeito à energia que cada sistema irá produzir.

Uma vez analisadas e actualizadas as diferentes perdas presentes no sistema fotovoltaico estão

reunidas as condições para calcular o PR de cada sistema e a respectiva energia produzida, os quais

serão utilizados na obtenção dos resultados da avaliação económico-financeira do subcapítulo

seguinte e no estudo da secção 4.5.

75

CPV PV fixo PV tracker

PR 0,8119 0,7881 0,7824

Energia produzida [kWh] 4650723,0 4069158,9 5120590,9

Energia produzida por unidade de potência [kWh/kWp]

2114,0 1634,2 2142,5

Energia produzida por unidade área [kWh/m

2]

465,1 227,0 297,6

Tabela 29: Resultados finais da avaliação energética após correcções

Os resultados finais indicam que os sistemas cristalinos apresentam, aproximadamente, mais 3% de

perdas. Também demonstram que, por unidade de potência, os sistemas com seguimento produzem

muito mais que o sistema que tem os módulos fixos – mais 31,1% o sistema PV tracker e mais 29,4%

o sistema CPV. Já, na comparação entre dois últimos, a vantagem está ligeiramente do lado do

sistema PV tracker ao produzir mais 1,3% que um sistema equipado com tecnologia CPV, no entanto

dado o grau de incerteza que o cálculo contém não é possível tirar esta conclusão. Já por unidade de

área fotovoltaica verifica-se que, com este modelo CPV, o benefício desta tecnologia já é bastante

acentuado (mais 56,3% relativamente ao sistema PV tracker).

4.4.5 Avaliação económico-financeira Os resultados obtidos da aplicação do modelo económico-financeiro descrito são essencialmente as

métricas de avaliação referidas no subcapítulo 4.3.4.4. De seguida apresentar-se-ão esses valores

através dos quais se discutirão e compararão a viabilidade da aplicação dos três projectos.

Relativamente às folhas de cálculo económico-financeiras podem ser observadas no anexo H.

CPV PV fixo PV tracker

Investimento [€] 9.600.200,42 7.119.949,90 8.454.129,44

Receita [€] 21.849.256,18 18.750.803,17 23.595.832,24

Receita/Investimento 2,276 2,634 2,791

Project Cash-Flow [€] 3.226.592,99 4.100.051,30 6.143.300,03

VAL [€] - 725.149,81 301.730,13 918.802,09

TIR [%] 7,04 12,86 16,24

IR -0,0755 0,0424 0,1087

Payback 12 7 6

LCOE [€/kWh] 0,12377 0,11301 0,10488

Tabela 30: Principais resultados obtidos da avaliação económico-financeira dos projectos

A conclusão mais evidente é a de que todos os indicadores mostram que o projecto mais viável é o

do PV tracker, seguindo-lhe o PV fixo e por último o CPV. Esta conclusão é verificada inclusive pela

métrica de avaliação mais indicada para comparações entre projectos, o índice de rentabilidade.

Na óptica do accionista verifica-se que apenas os sistemas PV fixo e PV tracker deveriam ser aceites

para execução, pois apenas nestes, por um lado, o VAL e o IR são positivos, e por outro, a TIR é

superior ao custo de oportunidade definido pelo accionista, i.e., ao custo de capital próprio de 12%.

76

Conclui-se que qualitativamente, para o caso do presente estudo, a informação retirada do VAL, TIR

e IR é a mesma.

O que foi dito não significa que a implementação com a tecnologia CPV não tem proveitos, significa

sim que não tem os proveitos que, pela avaliação do promotor, um projecto destes, com os riscos que

acarreta, deveria ter para ser competitivo relativamente a outras oportunidades do mercado. Como se

pode ver pela linha 5 da tabela 30, ou seja, pelo project Cash-Flow, em unidade monetária este

projecto resultaria num lucro de 3.226.592,99€. A situação referida no início do presente parágrafo

resulta de o CPV ter o mais elevado investimento inicial que, embora resulte em receitas superiores

ao sistema PV fixo, não chega a ser compensado relativamente a este. No entanto, há que ter em

atenção que a tarifa do concurso a que se refere é muito baixa relativamente a outras comuns.

Relativamente à quantidade de anos até que o projecto comece a dar lucro é de novo o PV tracker

que apresenta um resultado melhor, tendo um saldo positivo logo ao 6º ano de vida, enquanto o

sistema PV fixo necessita de mais um ano e o CPV mais seis.

No que se refere ao item enunciado pelos produtores da tecnologia de concentração como a sua

grande vantagem, i.e., o LCOE, resultou que, nas condições apresentadas, também nesta métrica

não é melhor que os sistemas convencionais, concluindo-se que a maior quantidade de energia que

produz por m2 ainda não é suficiente para compensar o maior capital investido e encargos de O&M.

4.5 Perspectiva sobre a evolução nos próximos 5 anos Nesta secção pretende-se fazer uma previsão sobre os principais parâmetros de avaliação dos

projectos, de modo a poder ser feita uma avaliação das tendências das três tecnologias e respectiva

comparação. Para isso utilizar-se-ão os mesmos modelos energéticos e económico-financeiros

descritos no presente capítulo. A estes serão efectuadas as alterações que traduzem a evolução da

tecnologia: aumento de eficiência no modelo energético e redução de custos no modelo económico-

financeiro.

O aumento de eficiência considerado nos três sistemas é aquele considerado no documento [27],

através do qual se aplica o aumento percentual aí considerado às eficiências actuais utilizadas neste

capítulo para cada tecnologia. Assim, têm-se os seguintes rendimentos até 2015:

2010 2011 2012 2013 2014 2015

CPV 0,2588 0,2912 0,3127 0,3235 0,3397 0,3505

PV fixo 0,1390 0,1433 0,1477 0,1564 0,1607 0,1651

PV tracker 0,1390 0,1433 0,1477 0,1564 0,1607 0,1651

Tabela 31: Previsões de aumentos de eficiência dos módulos das tecnologias CPV e policristalina

Como esperado é na tecnologia CPV que a previsão de aumento de rendimentos é superior.

Relativamente à diminuição de custos terão de ser feitas considerações distintas entre aquilo que é

evolução da tecnologia – módulos CPV e policristalinos – e aquilo que resulta da evolução desta –

seguidores, estruturas, construção civil e montagens electromecânicas.

Para a tecnologia CPV foi utilizado a diminuição percentual prevista pelo líder fabricante de

equipamento CPV com recurso a espelhos e disponibilizada pela empresa De Viris nos próximos três

anos. Aos últimos dois anos foi considerada a mesma diminuição do último dos três anos.

77

Relativamente à tecnologia cristalina, dada a sua menor e constante perspectiva de evolução, a

diminuição percentual anual nos próximos 5 anos considerada é de 2,7%, dados da média do último

ano de [28]. Assim, as considerações apresentadas resultam nos seguintes valores, relativos ao ano

actual (que se considera 2010 dados os valores utilizados):

2010 2011 2012 2013 2014 2015

Tecnologia CPV

0,860 0,772 0,737 0,700 0,665

Tecnologia policristalina

0,973 0,946 0,920 0,894 0,870

Tabela 32: Previsões de diminuição no custo dos módulos das tecnologias CPV e policristalina

É de notar que as previsões que constam da tabela anterior espelham aquilo que é o estado de

maturação das tecnologias, visto que a diminuição de custos nos próximos 5 anos estimada é de

33,5% no CPV e 13% nos cristalinos.

No que se refere à diminuição de custos em factores que resultam da evolução das tecnologias

considerou-se que as suas evoluções são percentualmente as mesmas da evolução dos rendimentos

da tabela 31.

Os principais resultados obtidos do que anteriormente foi enunciado foram os que se apresentam nos

gráficos seguintes.

Figura 46: Evoluções esperadas para os próximos 5 anos da TIR accionista dos projectos em estudo

Conclui-se que, nos próximos dois anos, o desempenho económico do sistema CPV irá melhorar

significativamente relativamente aos sistemas PV fixo e PV tracker e que ao fim dos cinco anos de

estudo a tendência será a de que o rendimento que este proporcionará aos accionistas seja superior

ao do sistema PV fixo e muito próxima (ligeiramente superior) do sistema PV tracker. No entanto,

devido ao grau de incerteza dos pressupostos que este estudo tem, não é possível afirmar com

certeza qual proporcionará um projecto mais rentável em 2015.

Conclui-se também que no próximo ano um projecto com os pressupostos do aqui enunciado que

utilize a tecnologia CPV já apresentaria viabilidade económica pois a TIR com o aumento de

rendimento dos módulos e diminuição de preços dos equipamentos já será superior aos 12% exigidos

pelos accionistas.

2010 2011 2012 2013 2014 2015

CPV 7,04% 15,04% 20,84% 23,54% 26,78% 29,58%

PV fixo 12,86% 15,22% 17,56% 21,33% 23,52% 25,57%

PV tracker 16,24% 18,83% 21,32% 25,18% 27,27% 29,30%

0,00%

5,00%

10,00%

15,00%

20,00%

25,00%

30,00%

35,00%TIR accionista

78

Figura 47: Evoluções esperadas para os próximos 5 anos do kWh/kWp dos projectos em estudo

Como já foi visto na secção 4.4.4 com os rendimentos actuais o sistema PV tracker ainda compensa

relativamente ao sistema CPV, no entanto, dada a previsão de um grande crescimento do rendimento

dos módulos com tecnologia CPV, este já no próximo ano deverá proporcionar uma maior produção

energética por unidade de potência instalada que as restantes soluções em estudo. No futuro, é

previsível que o sistema PV fixo continue a ser o que menos produz, enquanto o sistema CPV

manterá a liderança a partir de 2011.

Figura 48: Evoluções esperadas para os próximos 5 anos do LCOE dos projectos em estudo

Relativamente ao custo de produção de energia durante o tempo de vida dos projectos não

continuará a ser favorável apenas ao sistema PV tracker, observando-se que, segundo os

pressupostos enunciados, a diferença absoluta entre o preço deste e o que o sistema CPV

proporciona, dentro de 5 anos, será desprezável. Observa-se também que, dentro de 5 anos, o preço

da energia produzida numa central de 2MW equipada com módulos cristalinos fixos a 30º será

superior ao das restantes tecnologias.

Gráficos sobre a evolução do €/kWp, do IR e do payback podem ser visualizados no anexo M.

1500,0

1700,0

1900,0

2100,0

2300,0

2500,0

2010 2011 2012 2013 2014 2015

kWh

/kW

p

Energia produzida por unidade de potência instalada

CPV PV fixo PV tracker

2010 2011 2012 2013 2014 2015

CPV 0,1238 0,1056 0,0964 0,0928 0,0886 0,0854

PV fixo 0,1130 0,1084 0,1042 0,0981 0,0950 0,0922

PV tracker 0,1049 0,1005 0,0967 0,0911 0,0884 0,0860

0,08

0,09

0,10

0,11

0,12

0,13

€/k

Wh

LCOE

79

4.6 Estudo de sensibilidade

Uma vez que a margem de incerteza dos factores-chave em que o estudo do último capítulo assenta

é bastante grande, torna-se oportuno realizar uma análise de sensibilidade que ajude a verificar com

mais rigor os resultados em causa.

Para isso foram escolhidos os factores que mais influência têm nos resultados finais: o CAPEX

representado pelo €/Wp da tecnologia e o rendimento dos módulos. Far-se-ão variar esses valores e

ver-se-ão as respectivas consequências nos parâmetros TIR e LCOE do ano de 2015.

No estudo do capítulo anterior os decréscimos do €/Wp de 2010 a 2015 foram de 33,46% na

tecnologia CPV e 12,86% na tecnologia policristalina. Na tabela 33 estão apresentados os resultados

dos preços das tecnologias das TIR’s e dos LCOE para os casos em que estes valores são: -10%; -

5%; +5% e +10%.

Variação Parâmetros CPV PV fixo PV tracker

-10%

€/Wp 1,99 1,36 1,36

TIR [%] 24,58 22,24 26,39

LCOE [€/kWh] 0,0908 0,0962 0,0891

-5%

€/Wp 1,86 1,29 1,29

TIR [%] 26,95 23,86 27,79

LCOE [€/kWh] 0,0881 0,0942 0,0876

+5%

€/Wp 1,60 1,15 1,15

TIR [%] 32,45 27,30 30,81

LCOE [€/kWh] 0,0827 0,0903 0,0845

+10%

€/Wp 1,47 1,08 1,08

TIR [%] 35,66 29,21 32,46

LCOE [€/kWh] 0,0800 0,0883 0,0830

Tabela 33: Análise de sensibilidade ao CAPEX

Relativamente ao rendimento a abordagem foi a mesma. Na secção anterior o aumento de eficiência

dos módulos CPV o aumento de eficiência para os próximos 5 anos foi de 35,4% enquanto nos

módulos policristalinos foi de 18,8%. Aplicando a mesma variação da tabela anterior os resultados

que se obtêm são os seguintes:

80

Variação Parâmetros CPV PV fixo PV tracker

-10%

0,3245 0,1501 0,1501

TIR [%] 27,59 21,52 25,80

LCOE [€/kWh] 0,0881 0,0986 0,0910

-5%

0,3374 0,1580 0,1580

TIR [%] 28,62 23,84 27,82

LCOE [€/kWh] 0,0867 0,0949 0,0880

+5%

0,3633 0,1721 0,1721

TIR [%] 30,44 27,14 30,55

LCOE [€/kWh] 0,0842 0,0899 0,0844

+10%

0,3760 0,1790 0,1790

TIR [%] 31,23 28,58 31,63

LCOE [€/kWh] 0,0833 0,0879 0,0830

Tabela 34: Análise de sensibilidade ao rendimento nominal dos módulos

Como se pode verificar variações destas ordens podem modificar os resultados de tal modo que as

lideranças variam. Então, a conclusão mais fiável a que se pode chegar é o facto de, dentro de 5

anos, a tecnologia CPV estar a repartir a liderança com o sistema tradicional com seguimento e que a

tendência é a de que o primeiro ultrapasse nos anos seguintes o segundo.

81

Capítulo 5

5. Conclusões

O trabalho desenvolvido teve como principais objectivos o estudo à escala micro (estudo

experimental) de três tecnologias fotovoltaicas, a análise da transposição para uma escala macro

(simulação de centrais descentralizadas de 2MW) e o estudo energético e económico desta última na

actualidade e num futuro próximo com o objectivo último de determinar qual a tecnologia PV mais

competitiva nesse período de tempo. Através da sua realização foi possível chegar às conclusões

apresentadas nos seguintes pontos:

Uma das principais dificuldades do trabalho foi verificar a validade dos dados experimentais uma

vez que a sua aquisição teve algumas falhas motivadas por avarias, aparelhos descalibrados ou

indisponibilidades. Por isso, o seu tratamento foi uma das principais preocupações, não só para

que os resultados experimentais fossem correctos mas também para a transposição para o estudo

do capítulo 4 pudesse ser analisada correctamente. Então, de modo a verificar a sua validade foi

montado um cenário de referência que calcula a quantidade de energia que é esperado da

instalação experimental durante o período de tempo considerado. Dessa comparação resultou que

o sistema CPV, com as devidas correcções já efectuadas, teve os resultados esperados, enquanto

os sistemas cristalinos produziram menos do que o esperado por uma subavaliação das perdas

dos sistemas (perdas por sombreamento no sistema PV fixo e perdas por temperatura nos

sistemas PV fixo e PV tracker) uma vez que os PR’s estimados estão acima dos reais.

Então, a informação mais importante que o estudo experimental fornece é a de que dado o

comportamento fiável das tecnologias demonstrado pela adequação do cenário de referência é

possível efectuar a transposição do nível micro para um nível macro.

Outra forma de ser feita uma verificação à coerência dos resultados é por comparação entre o

desempenho da instalação experimental e os resultados do estudo teórico, i.e., através das

respectivas produções energéticas.

Os valores do kWh/kWp e do kWh/m2 são, em geral, mais elevados no estudo teórico do que no

estudo experimental, o que já era esperado pois, como foi referido, a instalação experimental, ou

parte dela, não esteve a trabalhar em condições ideais durante alguns períodos. No entanto,

verifica-se a coerência referida no facto de ter sido registado um maior crescimento no sistema

CPV, da produção por unidade de potência instalada e por unidade de área, na transposição do

estudo experimental para o estudo teórico relativamente aos outros dois sistemas enquanto as

variações brutas nos sistemas cristalinos apresentam valores fiáveis. O principal parâmetro a ter

em conta na análise de um sistema fotovoltaico é o PR. Por isso foi dado uma especial atenção ao

seu cálculo, através da sua decomposição nos vários factores de perda. A principal conclusão

deste estudo, no que à comparação entre os sistemas diz respeito, foi que o parâmetro que mede

a performance geral do sistema é superior nos sistemas com CPV relativamente aos cristalinos, o

que se deve às bastante menores perdas por temperatura. No entanto, o facto de as perdas de os

82

sistemas PV fixo e PV tracker serem muito próximas tem de ser vista com cautela pois, segundo a

simulação computacional, o PR do sistema PV fixo é 4,5% superior ao do sistema PV tracker,

facto este que já tinha sido verificado através do PR experimental e que deve acontecer devido ao

factor sombreamento que é de difícil contabilização.

Experimentalmente verificou-se que a solução com módulos cristalinos fixos a 30º, numa

perspectiva puramente energética, é altamente desaconselhável pois perde cerca de 44,8% (em

kWh/kWp) relativamente à solução cristalina com seguimento solar. Por outro lado, a vantagem

deste último relativamente ao sistema CPV foi muito menor, ao produzir mais 14,3% de energia

por m2 enquanto por kWp instalado essa superioridade foi de 18,9%. Isto significa que, com as

condições climatéricas presentes no Porto Alto, os módulos CPV de 1ª geração utilizados ainda

não apresentam benefícios, inclusive em termos de área fotovoltaica utilizada. No entanto, esta

não é a tecnologia CPV mais recente, enquanto estes têm 205W, os da 2ª geração têm 315W.

Outras conclusões/confirmações foram retiradas do estudo experimental: o sistema óptico dos

módulos CPV apresenta, em determinadas condições de clima, infiltrações e condensações que

prejudicam gravemente o seu desempenho; descontabilizando as perdas por sombreamento

verificou-se que as perdas num sistema experimental como o deste trabalho são,

aproximadamente, 10% menores num sistema CPV do que num sistema cristalino (PR,

aproximadamente, de 0,9 no CPV e 0,8 nos cristalinos); o sistema CPV torna-se mais indicado nos

meses em que o clima é de Verão; pelo contrário, o rendimento do CPV é menor no inverno

devido à pior performance, por um lado, do seu inversor pela restrição à radiação directa, e por

outro lado, devido às condensações em meses mais chuvosos; os rendimentos dos sistemas

cristalinos são inferiores nos meses de Verão devido à superior sensibilidade à temperatura

verificada por este tipo de módulos, sendo no entanto muito mais estáveis ao longo do ano.

É importante notar que na tecnologia CPV a fracção da área do módulo preenchida por célula de

semicondutor é muito menor que nos outros dois casos em que quase a totalidade dos módulos

estão preenchidos com as células policristalinas de silício. Uma vez que as células de CPV são

mais caras torna-se necessário realizar a simulação de um projecto que inclua uma análise

económico-financeira de modo a concluir quanto aos seus desempenhos em termos da relação

custo – benefício. Esse exercício é o principal motivador da realização do capítulo 4.

As conclusões obtidas da implementação das diferentes tecnologias ao nível macro foram

favoráveis, tanto ao nível da produção de energia por unidade de potência como em termos de

desempenho económico, ao sistema que utiliza módulos com células policristalinas de silício com

seguimento solar. Como verificado experimentalmente, embora com uma diferença menor, o

sistema fixo é desaconselhável, produzindo menos 31,1% de energia eléctrica. Já o sistema CPV,

agora com módulos da geração mais evoluída, contínua a proporcionar uma menor produção por

unidade de potência instalada, tal como aconteceu no estudo experimental, reduzindo, no entanto,

essa diferença para um valor muito pequeno – 1,35%. No entanto, relativamente à área

fotovoltaica utilizada, a qual tem consequências directas na área de terreno necessário, verificou-

se que, com a utilização do modelo de 2ª geração, o sistema CPV apresenta-se muito vantajoso,

83

produzindo 465,1kWh/m2 enquanto os sistemas PV fixo e PV tracker apenas produzem

227,0kWh/m2 e 297,6kWh/m

2, respectivamente.

No que diz respeito aos indicadores económicos calculados, o sistema CPV ainda é o que

apresenta menores benefícios para os investidores em projectos fotovoltaicos, uma vez que a sua

TIR, o seu payback e o seu LCOE ainda estão longe dos calculados para os sistemas

convencionais, em particular relativamente ao sistema PV tracker.

Aproveitando a metodologia do estudo efectuado foi realizado um estudo sobre a perspectiva de

evolução dos resultados acima comentados. Os pressupostos em que este assenta indicam que a

redução de custos e o aumento do rendimento dos módulos são maiores para a tecnologia CPV,

resultando em que esta será já a partir do presente ano a tecnologia que mais energia produz por

unidade de potência instalada. Do ponto de vista económico concluiu-se que dentro de 5 anos o

preço da energia e a taxa interna de rentabilidade para os accionistas deste tipo de projectos

serão muito equiparadas quer o projecto utilize tecnologia CPV quer utilize tecnologia cristalina

com seguimento solar.

No cômputo geral, conclui-se que, para os perfis de radiação em Tunes, a tecnologia policristalina

com seguimento solar ainda é a que maior benefício energético - económico oferece no presente,

embora a perspectiva seja que rapidamente a tecnologia CPV ultrapassará a produção energética por

si proporcionada enquanto na vertente económica a aproximação será um pouco mais lenta,

prevendo-se que daqui a 5 anos esteja tão competitiva como a solução PV tracker e que depois disso

a ultrapasse.

84

Referências

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[2] Faria, M. (2006). Desenvolvimento Sustentável, Quebra de um paradigma energético.

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[3] EDP, D.P.E (2010, 4 de Novembro). O novo paradigma energético, integração dos mercados

energéticos e tecnologias de produção. IV Conferência Elecpor-Unesa.

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[4] http://e-lee.ist.utl.pt/realisations/index.htm

[5] Castro, R.M.G. (2008). Introdução à energia fotovoltaica.

https://dspace.ist.utl.pt/bitstream/2295/112785/1/Fotovoltaico_ed2.pdf

[6] CRESESB, Energia solar – Princípios e Aplicações,

www.cresesb.cepel.br/tutorial/tutorial_solar.pdf

[7] Proença, E.D.R.B. (2007). A energia solar fotovoltaica em Portugal, estado da arte e perpectivas

de desenvolvimento. Tese de mestrado em engenharia e gestão industrial. Instituto Superior Técnico

– Universidade Técnica de Lisboa.

[8] https://woc.uc.pt/deec/getFile.do?tipo=2&id=6583

[9] NREL (2009, 26 DE Outubro). Intro the CPV technology, opportunities and challenges.

www.nrel.gov/docs/fy10osti/46924.pdf

[10] http://www.solfocus.com/en/

[11] http://www.energiasrenovaveis.com/DetalheNoticias.asp?ID_conteudo=267&ID_area=15

[12] http://www.hsw.uol.com.br/questao244.htm

[13] www.spectrolab.com/DataSheets/TerCel/C1MJ_CDO-100.pdf

[14] IST, DGS e União Europeia (2004, Janeiro). Energia fotovoltaica, manual sobre tecnologias,

projecto e instalação. www.greenpro.de/po/fotovoltaico.pdf

[15] Diário da República, 2.ª série - N.º 206 - 22 de Outubro de 2010 - Anúncio de procedimento n.º

4835/2010 - Página n.º 3

[16] Santos, F.A.C.M. e Santos, F.M.S.M. Geração distribuída versus centralizada.

www.ipv.pt/millenium/Millenium35/11.pdf

[17]

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[18] Garcia, A.M.C. e Balenzategui, J.L. (2004, 23 de Março). Estimation of photovoltaic module yearly

temperature and performance based on Nominal Operation Cell Temperature calculations.

www.physics.arizona.edu/~cronin/Solar/References/.../GAB04.pdf

85

[19] Danfoss (2009, Maio). String inverters for PV power plants.

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[20] Coutinho, J., Macário, V., Silva I. e San-Bento, R. (2008, 14 de Janeiro). Produção de

soforolípidos por candida bombicola ATCC 2214. Projecto de engenharia biológica. Instituto Superior

Técnico - Universidade Técnica de Lisboa

[21] pt.euribor-rates.eu/euribor-taxa-12-meses.asp

[22] Soares, I., Pinho, C., Couto, J. e Moreira, J. (2007). Decisões de Investimento - Análise

Financeira de Projectos. Edições Silabo

[23] Assis, R. (2006, Fevereiro). Métodos de amortização.

www.rassis.com/artigos/Metodos%20de%20Amortizacao.pdf

[24] http://certificadoenergetico.net/beneficios-fiscais-certificacao-energetica

[25] Quintas, J. (2009, 17 de Março). Avaliação Financeira de Projectos, Introdução e Indicadores.

www.alphalink.pt/.../dl_DP-021-001-JQ-V1_Manual_de_Avaliacao_ Financeira_Projectos-

Indicadores.pdf

[26] Nishikawa, W. e Horne, H. Key advantages of concentrating photovoltaics (CPV) for lowering

levelized cost of electricity (LCOE). www.solfocus.com/.../key-advantages-of-concentrating-

photovoltaics.pdf

[27] Pereira, M.C. (2009). A comparison of expected cost reduction of different PV systems (period

2009-2014).

[28] http://www.electroiq.com/index/display/photovoltaics-article-

display/9644662861/articles/Photovoltaics-World/silicon-photovoltaics/crystalline-silicon/2011/2/c-si-

price__margins.html

[29] http://www.erse.pt/pt/electricidade/tarifaseprecos/Paginas/default.aspx

Outra bibliografia relevante:

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Design. http://www.leonardo-energy.org/training-pv-systems-design-construction-operation-and-

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Kurtz, S. e Geisz, J. (2010, 26 de Abril). Multijunction solar cells for conversion of concentrated

sunlight to electricity. Optics Express. Vol. 18, No. S1.

Horne, S., Conley, G., Gordon, J., Fork, D., Meada, P., Schrader, E. e Zimmermann, T. A solid 500

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Detailed project report for developing Solar Power Plant at Bap, Jodhpur, Rajasthan.

www.dalmiacement.com/.../DPR_Dalmia_Solar_19-08-09.pdf

NREL (2006, Dezembro). Photovoltaic Incentive Design Handbook.

www.nrel.gov/docs/fy07osti/40845.pdf

86

ANEXOS

A - Cálculo dos sombreamentos no sistema PV fixo experimental

Através do método descrito na secção 3.5.1.1 obtiveram-se os resultados parciais (mensais) da

tabela 35, os quais estão representados na forma da equação A1.

(A1)

hkWgráficodoporçãodiakWhÁrea __].[ (A2)

Mês Média de perdas diárias [kWh]

Po

siç

ão

de V

erã

o

Agosto 09 04

0000

Setembro 075,04

11,08,00158,01,00

Outubro 0125,04

00105,00

Novembro 0575,04

5,03,08,01,000

Dezembro 125,04

12,005,12,00

Janeiro 1625,04

12,005,13,00

Po

siç

ão

de I

nve

rno

Fevereiro 04

0000

Março 04

0000

Abril 1125,04

8,03,07,03,000

Maio 13,04

4,04,05,04,04,04,00

Junho 2525,04

5,115,05,115,05,12,03,12,0

Julho 275,04

5,02,012,05,12,0225,0

Tabela 35: Perda energética no sistema PV fixo por efeito do sombreamento

][4

)24()16()8()1(][

dias

diaÁreadiaÁreadiaÁreadiaÁreakWhperda

87

B - Perdas nos cabos do estudo experimental

As perdas nos cabos são calculadas através da expressão (3.22) como referido. Nesta, )2/(L

representa metade do comprimento total dos cabos (i.e., só a metade que vai até ao terminal positivo

ou a que vai até ao negativo), çãoAsec a área de secção, scI a corrente de curto-circuito, ocV a tensão

de circuito aberto e cobreK a condutibilidade eléctrica do cobre.

O circuito eléctrico pode ser decomposto em 2 troços: no 1º realiza-se a ligação entre módulos de

uma string e no 2º a ligação desse ponto ao inversor. Nos sistemas cristalinos o 1º troço tem um cabo

com um comprimento aproximado de 6m e secção de 4mm2 enquanto no sistema CPV a secção é a

mesma e o comprimento é aproximadamente 9m (pois em vez de 3 são 6 módulos). No que diz

respeito ao 2º troço, é igual para os três sistemas, com um comprimento de 14m e uma secção de

6mm2.

Então os valores a aplicar, em cada sistema, são:

Sistema çãoAsec [mm2]

scI [A] ocV [V] )2/(L [m] 1mKcobre % de perdas

CPV 5,2 5,40 46,00 11,5 58 0,89%

PV fixo 5,4 8,32 37,11 10 58 1,43%

PV tracker 5,4 8,32 37,11 10 58 1,43%

Tabela 36: Valores utilizados no cálculo dos rendimentos dos cabos

88

C - Informações complementares obtidas do estudo experimental

Nas tabelas seguintes apresentam-se os valores máximos registados durante o período de estudo.

Os primeiros três contêm as potências, as radiações e as temperaturas de célula máximas em cada

sistema, enquanto a última demonstra os valores de temperatura ambiente e velocidade do vento

registadas.

É de referir que os valores que constituem as tabelas não sofreram qualquer tipo de alteração desde

a sua medição. No entanto, existem valores que claramente se encontram errados (a vermelho) que

decorrem de várias situações referidas na secção 3.3.

CPV Potência [kW] DNI [kW/m2] Temperatura de célula [ºC]

Ago-09 2,58 0,803 70,6

Setembro 2,52 0,88 66,1

Outubro 2,5 0,883 65,5

Novembro 2,36 0,82 50,9

Dezembro 2,04 0,869 48,3

Janeiro 2,09 0,869 46,8

Fevereiro 2,23 0,918 51,1

Março 2,3 0,925 54,7

Abril 2,43 0,928 70,6

Maio 2,41 0,937 70,2

Junho 2,37 0,927 65,6

Jul-10 2,31 0,841 71,2

Média 2,345

Tabela 37: Registos experimentais da potência, DNI e temperatura de célula máximas em cada mês de estudo

PV fixo Potência [kW] Radiação global [kW/m2] Temperatura de célula [ºC]

Ago-09 0,55 1,133 42,8

Setembro 0,55 1,21 39,1

Outubro 0,55 1,105 36,5

Novembro 0,55 1,102 28,7

Dezembro 0,55 1,016 23,2

Janeiro 0,55 1,099 42,1

Fevereiro 0,56 1,228 61,4

Março 0,56 1,301 55,2

Abril 0,56 1,719 55,6

Maio 0,56 1,345 65,6

Junho 0,55 1,297 65,9

Jul-10 0,55 1,254 71,2

Tabela 38: Registos experimentais da potência, radiação e temperatura de célula máximas em cada mês de estudo

89

PV tracker Potência [kW] Radiação global [kW/m2] Temperatura de célula [ºC]

Ago-09 0,55 1,272 66,6

Setembro 0,55 1,288 62,9

Outubro 0,55 1,248 59,8

Novembro 0,55 1,233 7,89

Dezembro 0,53 1,198 49

Janeiro 0,5 1,265 45,3

Fevereiro 0,54 1,321 46,9

Março 0,55 # 56,2

Abril 0,55 1,359 56,1

Maio 0,55 1,419 64,2

Junho 0,55 1,409 62,5

Jul-10 0,55 1,351 67,2

Tabela 39: Registos experimentais da potência, radiação e temperatura de célula máximas em cada mês de estudo

Temperatura ambiente [ºC] Velocidade do vento [m/s]

Ago-09 41,7 8,8

Setembro 36,5 #

Outubro 35,1 #

Novembro 27,1 18,8

Dezembro 22,4 12,5

Janeiro 19,3 19,0

Fevereiro 20,7 9,3

Março 26,6 6,9

Abril 36,6 4,1

Maio 40,1 6,1

Junho 40,5 5,8

Jul-10 45 4,6

Tabela 40: Registos experimentais da temperatura ambiente e velocidade do vento máximos em cada mês de estudo

As figuras 50, 51 e 52, representando os sistemas CPV, PV fixo e PV tracker respectivamente, são

compostas por gráficos input/output que fornecem informação acerca da gama de rendimentos diários

e mensais a que os sistemas trabalharam, dos quais é possível reter as seguintes informações:

O sistema CPV trabalhou em média entre os 15 e os 16% de rendimento, denotando-se uma

tendência, para as radiações mais significativas, de uma melhor performance nos meses de verão.

Os sistemas cristalinos trabalham quase sempre na gama entre os 10 e os 14 % para radiações

baixas e médias, descendo para os 10%, devido ao efeito das altas temperaturas, para as

radiações mais elevadas.

90

Figura 49: Gráfico input - output do período de estudo no sistema CPV

Figura 50: Gráfico input - output do período de estudo no sistema PV fixo

00,10,20,30,40,50,60,70,80,9

11,11,21,31,41,51,6

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11

en

erg

ia p

rod

uzi

da

(kW

h/m

2 )

energia de radiação diária (DNI kWh/m2)

CPVAgosto 2009 Setembro 2009 Outubro 2009 Novembro 2009

Dezembro 2009 Janeiro 2010 Fevereiro 2010 Março 2010

Abril 2010 Maio 2010 Junho 2010 Julho 2010

19% 17% 15%

0

0,1

0,2

0,3

0,4

0,5

0,6

0,7

0,8

0,9

1

1,1

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9

en

erg

ia p

rod

uzi

da

(kW

h/m

2)

energia de radiação diária (rad Global fixo kWh/m2)

PV fixoAgosto 2009 Setembro 2009 Outubro 2009 Novembro 2009

Dezembro 2009 Janeiro 2010 Fevereiro 2010 Março 2010

Abril 2010 Maio 2010 Junho 2010 Julho 2010

12% 14%

91

Figura 51: Gráfico input - output do período de estudo no sistema PV tracker

00,10,20,30,40,50,60,70,80,9

11,11,21,31,4

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13

en

erg

ia d

iári

a p

rod

uzi

da

(kW

h/m

2 .d

ia)

energia de radiação diária (rad Global tracker kWh/m2)

PV trackerAgosto 2009 Setembro 2009 Outubro 2009 Novembro 2009

Dezembro 2009 Janeiro 2010 Fevereiro 2010 Março 2010

Abril 2010 Maio 2010 Junho 2010 Julho 2010

10% 14%

92

D - Fichas técnicas

→ Módulos CPV do estudo do capítulo 3

Figura 52: Ficha técnica do módulo CPV utilizado no capítulo 3

De silício policristalino do estudo do capítulo 3

Figura 53: Ficha técnica do módulo de silício policristalino do estudo do capítulo 3

93

CPV do estudo do capítulo 4

Figura 54: Ficha técnica do módulo CPV utilizado no capítulo 4

De silício policristalino do estudo do capítulo 4

Figura 55: Ficha técnica do módulo de silício policristalino do estudo do capítulo 4

94

→ Seguidor solar

Seguidor solar do estudos dos capítulos 3 e 4

Figura 56: Ficha técnica do seguidor solar do estudos dos capítulos 3 e 4

→ Inversores Da instalação experimental CPV

Figura 57: Ficha técnica do inversor do sistema CPV da instalação experimental

95

Da instalação experimental PV fixo e PV tracker

Figura 58: Ficha técnica do inversor dos sistemas PV fixo e PV tracker da instalação experimental

96

PV500NA

Figura 59: Ficha técnica do inversor PV500NA

De 630kW do estudo do capítulo 4

Figura 60: Ficha técnica do inversor 630kW

97

→ Transformadores de distribuição herméticos Efacec

Figura 61: Ficha técnica dos transformadores herméticos Efacec de 500 e 630 kVA inclusive

98

E - Anexo I do programa de procedimento do concurso público

Figura 62: Mapa de potência disponível por área e zonas de rede

99

F - Tabela tarifária de média tensão 2011 e cálculo da tarifa não bonificada

O cálculo da tarifa de média tensão é efectuado tendo em conta as informações que constam das

figuras 64 e 65 [29].

Através da primeira figura obtém-se o preço da energia que, como se pode observar, é constituído

por várias parcelas. Uma vez que a parcela da energia activa é a principal componente apenas se

considerará esta. Por sua vez, é calculada através do produto entre o valor do euro/kWh e a energia

produzida. Para isso é preciso escolher a opção tarifária entre as opções longas, médias ou curtas

utilizações. A tarifa de curtas utilizações adapta-se a casos em que hajam grandes picos de potência

como o presente caso, sendo por isso a seleccionada. Os períodos I e IV correspondem à hora legal

de Inverno e os períodos II e III à de Verão. Por fim, segundo esses períodos, pela consulta da tabela

da figura 65 e pelos períodos normais em que há produção de energia, há que fazer uma ponderação

entre os quais, calcular as tarifas de Verão e Inverno e a correspondente média.

Figura 63: Preços da electricidade em média tensão

100

Figura 64: Horários praticados em ciclo semanal

Pela observação da figura 65 conclui-se que será apenas necessário considerar as horas de ponta e

cheias. Assim, as horas diárias a considerar nos respectivos períodos são:

Hora legal de Inverno Hora legal de Verão

Horas de ponta 3 3

Horas cheias 6 9

Tabela 41: Número de horas de ponta e cheias consideradas

Atendendo a que as horas de sol são, em média, 9h no período de Inverno e 12h no período de

Verão, tem-se a seguinte tarifa:

kWh

TarifaTarifaTarifa VERÃOINVERNO

€1213,02

12

90956,0

12

31834,0

9

60958,0

9

31830,0

2

(E2)

101

G - Gráficos complementares sobre a optimização energética

De seguida apresentam-se os gráficos utilizados para encontrar a potência que optimiza

energeticamente as centrais modeladas, os quais têm uma gama de potências muito mais apertada

do que os apresentados no corpo do trabalho.

Figura 65: Variação da energia produzida com uma gama reduzida de potências no sistema CPV

5160000,0

5180000,0

5200000,0

5220000,0

5240000,0

5260000,0

5280000,0

5300000,0

5320000,0

5340000,0

5360000,0

2180 2200 2220 2240 2260 2280 2300

Ener

gia

pro

du

zid

a [k

Wh

]

Potência instalada [kWp]

Energia vs Potência - CPV

102

Figura 66: Variação da energia produzida com uma gama reduzida de potências no sistema PV fixo

Figura 67: Variação da energia produzida com uma gama reduzida de potências no sistema PV tracker

4360000,0

4380000,0

4400000,0

4420000,0

4440000,0

4460000,0

4480000,0

4500000,0

4520000,0

4540000,0

2350 2360 2370 2380 2390 2400 2410 2420 2430 2440 2450

Ener

gia

pro

du

zid

a [k

Wh

]

Potência instalada [kWp]

Energia vs Potência - PV fixo

5380000,0

5430000,0

5480000,0

5530000,0

5580000,0

2250 2260 2270 2280 2290 2300 2310 2320 2330 2340 2350

Ener

gia

pro

du

zid

a [k

Wh

]

Potência instalada [kWp]

Energia vs Potência - PV tracker

103

H - Modelos económico-financeiros

CPV

Figura 68: Folha de cálculo económico-financeiro para o sistema CPV

CPV 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 Totais

Análise económica

Inputs

E. produzida [kWh] 4836720,2 4764169,444 4692706,903 4622316,299 4552981,555 4484686,831 4417416,529 4351155,281 4285887,952 4221599,633 4158275,638 4095901,503 4034462,981 3973946,036 3914336,846 3855621,793 3797787,466 3740820,654 3684708,344 3629437,719 3574996,153 3521371,211 3468550,643 3416522,383 3365274,547 101461654,6

Receita 1.247.873,82 € 1.229.155,72 € 1.210.718,38 € 1.192.557,61 € 1.174.669,24 € 1.157.049,20 € 1.139.693,46 € 1.122.598,06 € 1.105.759,09 € 1.089.172,71 € 1.072.835,11 € 1.056.742,59 € 1.040.891,45 € 1.025.278,08 € 1.009.898,91 € 467.686,92 € 460.671,62 € 453.761,55 € 446.955,12 € 440.250,80 € 433.647,03 € 427.142,33 € 420.735,19 € 414.424,17 € 408.207,80 € 21.248.375,96 €

Outputs

O&M 139.600,00 € 139.600,00 € 139.600,00 € 139.600,00 € 139.600,00 € 139.600,00 € 139.600,00 € 139.600,00 € 139.600,00 € 139.600,00 € 139.600,00 € 139.600,00 € 139.600,00 € 139.600,00 € 139.600,00 € 139.600,00 € 139.600,00 € 139.600,00 € 139.600,00 € 139.600,00 € 139.600,00 € 139.600,00 € 139.600,00 € 139.600,00 € 139.600,00 € 3.490.000,00 €

Análise Financeira

Investimento 9.600.200,42 €

Equity 2.880.060,13 €

Empréstimo 6.720.140,29 €

Amortização do exercicio 2.400.050,10 € 2.400.050,10 € 2.400.050,10 € 2.400.050,10 € - € - € - € - € - € - € - € - € - € - € - € - € - € - € - € - € - € - € - € - € - €

Resultado antes de imposto (bruto) 1.668.104,14 €- 1.659.941,68 €- 1.651.498,46 €- 1.642.778,67 €- 766.263,63 € 775.524,15 € 785.048,98 € 794.834,13 € 804.875,72 € 815.169,90 € 825.712,87 € 836.500,90 € 847.530,33 € 858.797,52 € 870.298,91 € 328.086,92 € 321.071,62 € 314.161,55 € 307.355,12 € 300.650,80 € 294.047,03 € 287.542,33 € 281.135,19 € 274.824,17 € 268.607,80 €

Matéria colectável - € - € - € - € - € - € - € 684.058,08 € 804.875,72 € 815.169,90 € 825.712,87 € 836.500,90 € 847.530,33 € 858.797,52 € 870.298,91 € 328.086,92 € 321.071,62 € 314.161,55 € 307.355,12 € 300.650,80 € 294.047,03 € 287.542,33 € 281.135,19 € 274.824,17 € 268.607,80 €

Impostos sobre lucros - € - € - € - € - € - € - € 181.275,39 € 213.292,07 € 216.020,02 € 218.813,91 € 221.672,74 € 224.595,54 € 227.581,34 € 230.629,21 € 86.943,03 € 85.083,98 € 83.252,81 € 81.449,11 € 79.672,46 € 77.922,46 € 76.198,72 € 74.500,83 € 72.828,40 € 71.181,07 €

Resultado líquido previsional 1.668.104,14 €- 1.659.941,68 €- 1.651.498,46 €- 1.642.778,67 €- 766.263,63 € 775.524,15 € 785.048,98 € 613.558,74 € 591.583,66 € 599.149,88 € 606.898,96 € 614.828,16 € 622.934,79 € 631.216,17 € 639.669,70 € 241.143,89 € 235.987,64 € 230.908,74 € 225.906,01 € 220.978,33 € 216.124,57 € 211.343,61 € 206.634,37 € 201.995,76 € 197.426,73 €

Amortização da dívida 448.009,35 € 448.009,35 € 448.009,35 € 448.009,35 € 448.009,35 € 448.009,35 € 448.009,35 € 448.009,35 € 448.009,35 € 448.009,35 € 448.009,35 € 448.009,35 € 448.009,35 € 448.009,35 € 448.009,35 € 6.720.140,29 €

Juro intercalar 403.208,42 €

Juros (EEF) 376.327,86 € 349.447,30 € 322.566,73 € 295.686,17 € 268.805,61 € 241.925,05 € 215.044,49 € 188.163,93 € 161.283,37 € 134.402,81 € 107.522,24 € 80.641,68 € 53.761,12 € 26.880,56 € 0,00 €-

CASH-FLOW global de exploração 9.196.992,00 €- 1.108.273,82 € 1.089.555,72 € 1.071.118,38 € 1.052.957,61 € 1.035.069,24 € 1.017.449,20 € 1.000.093,46 € 801.722,67 € 752.867,02 € 733.552,68 € 714.421,20 € 695.469,85 € 676.695,91 € 658.096,74 € 639.669,70 € 241.143,89 € 235.987,64 € 230.908,74 € 225.906,01 € 220.978,33 € 216.124,57 € 211.343,61 € 206.634,37 € 201.995,76 € 197.426,73 € 6.038.470,87 €

CASH-FLOW global accionista 2.880.060,13 €- 283.936,61 € 292.099,07 € 300.542,29 € 309.262,08 € 318.254,28 € 327.514,80 € 337.039,62 € 165.549,39 € 143.574,30 € 151.140,52 € 158.889,61 € 166.818,81 € 174.925,44 € 183.206,82 € 191.660,34 € 241.143,89 € 235.987,64 € 230.908,74 € 225.906,01 € 220.978,33 € 216.124,57 € 211.343,61 € 206.634,37 € 201.995,76 € 197.426,73 € 2.812.803,53 €

CASH-FLOW acumulado 2.880.060,13 €- 2.596.123,51 €- 2.304.024,44 €- 2.003.482,15 €- 1.694.220,07 €- 1.375.965,79 €- 1.048.450,99 €- 711.411,37 €- 545.861,98 €- 402.287,68 €- 251.147,15 €- 92.257,55 €- 74.561,27 € 249.486,70 € 432.693,52 € 624.353,87 € 865.497,76 € 1.101.485,40 € 1.332.394,13 € 1.558.300,15 € 1.779.278,48 € 1.995.403,05 € 2.206.746,66 € 2.413.381,03 € 2.615.376,79 € 2.812.803,53 €

3.225.667,34 €

104

PV fixo

Figura 69: Folha de cálculo económico-financeiro para o sistema PV fixo

PV fixo 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 Totais

Análise económica

Inputs

E. produzida [kWh] 4285026,7 4242176,46 4199754,695 4157757,148 4116179,577 4075017,781 4034267,603 3993924,927 3953985,678 3914445,821 3875301,363 3836548,349 3798182,866 3760201,037 3722599,027 3685373,037 3648519,306 3612034,113 3575913,772 3540154,634 3504753,088 3469705,557 3435008,502 3400658,417 3366651,832 95204141,32

Receita 1.105.536,90 € 1.094.481,53 € 1.083.536,71 € 1.072.701,34 € 1.061.974,33 € 1.051.354,59 € 1.040.841,04 € 1.030.432,63 € 1.020.128,30 € 1.009.927,02 € 999.827,75 € 989.829,47 € 979.931,18 € 970.131,87 € 960.430,55 € 447.035,75 € 442.565,39 € 438.139,74 € 433.758,34 € 429.420,76 € 425.126,55 € 420.875,28 € 416.666,53 € 412.499,87 € 408.374,87 € 19.745.528,29 €

Outputs

O&M 123.900,00 € 123.900,00 € 123.900,00 € 123.900,00 € 123.900,00 € 123.900,00 € 123.900,00 € 123.900,00 € 123.900,00 € 123.900,00 € 123.900,00 € 123.900,00 € 123.900,00 € 123.900,00 € 123.900,00 € 123.900,00 € 123.900,00 € 123.900,00 € 123.900,00 € 123.900,00 € 123.900,00 € 123.900,00 € 123.900,00 € 123.900,00 € 123.900,00 € 3.097.500,00 €

Análise Financeira

Investimento 7.119.949,90 €

Equity 2.135.984,97 €

Empréstimo 4.983.964,93 €

Amortização do exercicio 1.779.987,47 € 1.779.987,47 € 1.779.987,47 € 1.779.987,47 € - € - € - € - € - € - € - € - € - € - € - € - € - € - € - € - € - € - € - € - € - €

Resultado antes de imposto 1.077.452,61 €- 1.068.572,12 €- 1.059.581,08 €- 1.050.480,59 €- 738.715,73 € 748.031,85 € 757.454,16 € 766.981,61 € 776.613,15 € 786.347,72 € 796.184,31 € 806.121,90 € 816.159,46 € 826.296,01 € 836.530,55 € 323.135,75 € 318.665,39 € 314.239,74 € 309.858,34 € 305.520,76 € 301.226,55 € 296.975,28 € 292.766,53 € 288.599,87 € 284.474,87 €

Matéria colectável - € - € - € - € - € - € - € 766.981,61 € 776.613,15 € 786.347,72 € 796.184,31 € 806.121,90 € 816.159,46 € 826.296,01 € 836.530,55 € 323.135,75 € 318.665,39 € 314.239,74 € 309.858,34 € 305.520,76 € 301.226,55 € 296.975,28 € 292.766,53 € 288.599,87 € 284.474,87 €

Impostos sobre lucros - € - € - € - € - € - € - € 203.250,13 € 205.802,48 € 208.382,15 € 210.988,84 € 213.622,30 € 216.282,26 € 218.968,44 € 221.680,60 € 85.630,97 € 84.446,33 € 83.273,53 € 82.112,46 € 80.963,00 € 79.825,04 € 78.698,45 € 77.583,13 € 76.478,96 € 75.385,84 €

Resultado líquido previsional 1.077.452,61 €- 1.068.572,12 €- 1.059.581,08 €- 1.050.480,59 €- 738.715,73 € 748.031,85 € 757.454,16 € 563.731,49 € 570.810,66 € 577.965,58 € 585.195,47 € 592.499,59 € 599.877,20 € 607.327,57 € 614.849,95 € 237.504,78 € 234.219,06 € 230.966,21 € 227.745,88 € 224.557,76 € 221.401,51 € 218.276,83 € 215.183,40 € 212.120,90 € 209.089,03 €

Amortização da dívida 332.264,33 € 332.264,33 € 332.264,33 € 332.264,33 € 332.264,33 € 332.264,33 € 332.264,33 € 332.264,33 € 332.264,33 € 332.264,33 € 332.264,33 € 332.264,33 € 332.264,33 € 332.264,33 € 332.264,33 € 4.983.964,93 €

Juro intercalar 299.037,90 €

Juros (EEF) 279.102,04 € 259.166,18 € 239.230,32 € 219.294,46 € 199.358,60 € 179.422,74 € 159.486,88 € 139.551,02 € 119.615,16 € 99.679,30 € 79.743,44 € 59.807,58 € 39.871,72 € 19.935,86 € 0,00 €

CASH-FLOW global de exploração 6.820.912,00 €- 981.636,90 € 970.581,53 € 959.636,71 € 948.801,34 € 938.074,33 € 927.454,59 € 916.941,04 € 703.282,50 € 690.425,82 € 677.644,88 € 664.938,91 € 652.307,17 € 639.748,92 € 627.263,43 € 614.849,95 € 237.504,78 € 234.219,06 € 230.966,21 € 227.745,88 € 224.557,76 € 221.401,51 € 218.276,83 € 215.183,40 € 212.120,90 € 209.089,03 € 7.323.741,38 €

CASH-FLOW global accionista 2.135.984,97 €- 370.270,53 € 379.151,02 € 388.142,07 € 397.242,56 € 406.451,41 € 415.767,52 € 425.189,84 € 231.467,16 € 238.546,33 € 245.701,25 € 252.931,14 € 260.235,26 € 267.612,87 € 275.063,24 € 282.585,63 € 237.504,78 € 234.219,06 € 230.966,21 € 227.745,88 € 224.557,76 € 221.401,51 € 218.276,83 € 215.183,40 € 212.120,90 € 209.089,03 € 4.931.438,22 €

CASH-FLOW acumulado 2.135.984,97 €- 1.765.714,44 €- 1.386.563,42 €- 998.421,35 €- 601.178,79 €- 194.727,38 €- 221.040,14 € 646.229,97 € 877.697,13 € 1.116.243,46 € 1.361.944,71 € 1.614.875,85 € 1.875.111,12 € 2.142.723,99 € 2.417.787,23 € 2.700.372,86 € 2.937.877,63 € 3.172.096,69 € 3.403.062,90 € 3.630.808,78 € 3.855.366,54 € 4.076.768,05 € 4.295.044,89 € 4.510.228,29 € 4.722.349,19 € 4.931.438,22 €

2.392.303,16 €

105

PV tracker

Figura 70: Folha de cálculo económico-financeiro para o sistema PV tracker

CPV 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 Totais

Análise económica

Inputs

E. produzida [kWh] 4836720,2 4764169,444 4692706,903 4622316,299 4552981,555 4484686,831 4417416,529 4351155,281 4285887,952 4221599,633 4158275,638 4095901,503 4034462,981 3973946,036 3914336,846 3855621,793 3797787,466 3740820,654 3684708,344 3629437,719 3574996,153 3521371,211 3468550,643 3416522,383 3365274,547 101461654,6

Receita 1.247.873,82 € 1.229.155,72 € 1.210.718,38 € 1.192.557,61 € 1.174.669,24 € 1.157.049,20 € 1.139.693,46 € 1.122.598,06 € 1.105.759,09 € 1.089.172,71 € 1.072.835,11 € 1.056.742,59 € 1.040.891,45 € 1.025.278,08 € 1.009.898,91 € 467.686,92 € 460.671,62 € 453.761,55 € 446.955,12 € 440.250,80 € 433.647,03 € 427.142,33 € 420.735,19 € 414.424,17 € 408.207,80 € 21.248.375,96 €

Outputs

O&M 139.600,00 € 139.600,00 € 139.600,00 € 139.600,00 € 139.600,00 € 139.600,00 € 139.600,00 € 139.600,00 € 139.600,00 € 139.600,00 € 139.600,00 € 139.600,00 € 139.600,00 € 139.600,00 € 139.600,00 € 139.600,00 € 139.600,00 € 139.600,00 € 139.600,00 € 139.600,00 € 139.600,00 € 139.600,00 € 139.600,00 € 139.600,00 € 139.600,00 € 3.490.000,00 €

Análise Financeira

Investimento 9.600.200,42 €

Equity 2.880.060,13 €

Empréstimo 6.720.140,29 €

Amortização do exercicio 2.400.050,10 € 2.400.050,10 € 2.400.050,10 € 2.400.050,10 € - € - € - € - € - € - € - € - € - € - € - € - € - € - € - € - € - € - € - € - € - €

Resultado antes de imposto (bruto) 1.668.104,14 €- 1.659.941,68 €- 1.651.498,46 €- 1.642.778,67 €- 766.263,63 € 775.524,15 € 785.048,98 € 794.834,13 € 804.875,72 € 815.169,90 € 825.712,87 € 836.500,90 € 847.530,33 € 858.797,52 € 870.298,91 € 328.086,92 € 321.071,62 € 314.161,55 € 307.355,12 € 300.650,80 € 294.047,03 € 287.542,33 € 281.135,19 € 274.824,17 € 268.607,80 €

Matéria colectável - € - € - € - € - € - € - € 684.058,08 € 804.875,72 € 815.169,90 € 825.712,87 € 836.500,90 € 847.530,33 € 858.797,52 € 870.298,91 € 328.086,92 € 321.071,62 € 314.161,55 € 307.355,12 € 300.650,80 € 294.047,03 € 287.542,33 € 281.135,19 € 274.824,17 € 268.607,80 €

Impostos sobre lucros - € - € - € - € - € - € - € 181.275,39 € 213.292,07 € 216.020,02 € 218.813,91 € 221.672,74 € 224.595,54 € 227.581,34 € 230.629,21 € 86.943,03 € 85.083,98 € 83.252,81 € 81.449,11 € 79.672,46 € 77.922,46 € 76.198,72 € 74.500,83 € 72.828,40 € 71.181,07 €

Resultado líquido previsional 1.668.104,14 €- 1.659.941,68 €- 1.651.498,46 €- 1.642.778,67 €- 766.263,63 € 775.524,15 € 785.048,98 € 613.558,74 € 591.583,66 € 599.149,88 € 606.898,96 € 614.828,16 € 622.934,79 € 631.216,17 € 639.669,70 € 241.143,89 € 235.987,64 € 230.908,74 € 225.906,01 € 220.978,33 € 216.124,57 € 211.343,61 € 206.634,37 € 201.995,76 € 197.426,73 €

Amortização da dívida 448.009,35 € 448.009,35 € 448.009,35 € 448.009,35 € 448.009,35 € 448.009,35 € 448.009,35 € 448.009,35 € 448.009,35 € 448.009,35 € 448.009,35 € 448.009,35 € 448.009,35 € 448.009,35 € 448.009,35 € 6.720.140,29 €

Juro intercalar 403.208,42 €

Juros (EEF) 376.327,86 € 349.447,30 € 322.566,73 € 295.686,17 € 268.805,61 € 241.925,05 € 215.044,49 € 188.163,93 € 161.283,37 € 134.402,81 € 107.522,24 € 80.641,68 € 53.761,12 € 26.880,56 € 0,00 €-

CASH-FLOW global de exploração 9.196.992,00 €- 1.108.273,82 € 1.089.555,72 € 1.071.118,38 € 1.052.957,61 € 1.035.069,24 € 1.017.449,20 € 1.000.093,46 € 801.722,67 € 752.867,02 € 733.552,68 € 714.421,20 € 695.469,85 € 676.695,91 € 658.096,74 € 639.669,70 € 241.143,89 € 235.987,64 € 230.908,74 € 225.906,01 € 220.978,33 € 216.124,57 € 211.343,61 € 206.634,37 € 201.995,76 € 197.426,73 € 6.038.470,87 €

CASH-FLOW global accionista 2.880.060,13 €- 283.936,61 € 292.099,07 € 300.542,29 € 309.262,08 € 318.254,28 € 327.514,80 € 337.039,62 € 165.549,39 € 143.574,30 € 151.140,52 € 158.889,61 € 166.818,81 € 174.925,44 € 183.206,82 € 191.660,34 € 241.143,89 € 235.987,64 € 230.908,74 € 225.906,01 € 220.978,33 € 216.124,57 € 211.343,61 € 206.634,37 € 201.995,76 € 197.426,73 € 2.812.803,53 €

CASH-FLOW acumulado 2.880.060,13 €- 2.596.123,51 €- 2.304.024,44 €- 2.003.482,15 €- 1.694.220,07 €- 1.375.965,79 €- 1.048.450,99 €- 711.411,37 €- 545.861,98 €- 402.287,68 €- 251.147,15 €- 92.257,55 €- 74.561,27 € 249.486,70 € 432.693,52 € 624.353,87 € 865.497,76 € 1.101.485,40 € 1.332.394,13 € 1.558.300,15 € 1.779.278,48 € 1.995.403,05 € 2.206.746,66 € 2.413.381,03 € 2.615.376,79 € 2.812.803,53 €

3.225.667,34 €

106

I - Relatórios das simulações no programa PVsyst

Sistema PV tracker

Figura 71: Página 1 do relatório da simulação do programa PVsyst para o sistema PV tracker

107

Figura 72: Página 2 do relatório da simulação do programa PVsyst para o sistema PV tracker

108

Figura 73: Página 3 do relatório da simulação do programa PVsyst para o sistema PV tracker

109

Figura 74: Página 4 do relatório da simulação do programa PVsyst para o sistema PV tracker

110

Sistema PV fixo

Figura 75: Página 1 do relatório da simulação do programa PVsyst para o sistema PV fixo

111

Figura 76: Página 2 do relatório da simulação do programa PVsyst para o sistema PV fixo

112

Figura 77: Página 3 do relatório da simulação do programa PVsyst para o sistema PV fixo

113

Figura 78: Página 4 do relatório da simulação do programa PVsyst para o sistema PV fixo

114

J - Figuras do layout e cálculo das perdas reais nos cabos

Da simulação realizada no programa PVsyst foram obtidas as figuras 80 e 81 que representam o

modo como os módulos dos sistemas PV fixo e PV tracker, respectivamente, seriam dispostos no

terreno. Como já foi referido no corpo do trabalho este programa ainda não permite a simulação de

sistemas com concentração solar e por isso não está disponível uma representação do sistema CPV.

Figura 79: Layout do sistema PV fixo

Figura 80: Layout do sistema PV tracker

115

A partir destas configurações foram escolhidas as posições das caixas de junção (que, no total, são

as seguintes: CPV – 28 de 1º nível e 8 de 2º nível; PV fixo - 53 de 1º nível e 16 de 2º nível; PV

tracker - 40 de 1º nível e 8 de 2º nível) e dos 4 postos de transformação de modo a que as perdas

nos cabos fossem minimizadas. Sendo que os principais parâmetros utilizados, em cada um dos três

níveis, no cálculo destas perdas foram os que estão descritos na tabela 42.

A intensidade da corrente em cada nível resulta do número de cabos que dão entrada em cada caixa

de junção enquanto a tensão resulta do número de módulos por string escolhido para cada sistema.

Há intensidade da corrente que atinge a primeira caixa de junção de cada sistema foi aplicado um

factor de segurança para que sobretensões não ocorram caso a radiação solar tome valores mais

elevados que os nominais. Então, para o sistema CPV factor foi 1000/850 e para os sistemas

cristalinos foi de 1200/1000. Os comprimentos das várias secções dos cabos são valores estimados

resultantes do posicionamento das várias strings e dos vários postos de junção e transformação.

Sistema

Secção [mm

2] scI [A] ocV [V] )2/(L [m] 1

mKcobre % de

perdas

Nível 0

CPV

10

16,47 812,000 26,16

58

0,18%

PV fixo 10,08 962,780 132,88 0,48%

PV tracker 10,08 962,780 21,59 0,08%

Nível 1

CPV

35

148,24 811,998 32,75 0,59%

PV fixo 80,64 962,775 50,96 0,42%

PV tracker 100,80 962,779 46,00 0,47%

Nível 2

CPV

95

518,82 811,992 28,50 0,66%

PV fixo 267,12 962,771 12,70 0,13%

PV tracker 504,00 962,774 37,50 0,71%

Tabela 42: Valores dos parâmetros e respectivas perdas calculadas nos vários níveis considerados para os vários sistemas em estudo

Relativamente à área fotovoltaica utilizada e a correspondente área (aproximada) de terreno

necessária são as que se apresentam na tabela 43.

CPV PV fixo PV tracker

cafotovoltaiA 10000,5 17943,1 17227,1

terrenoA 70500 35000 115000

Tabela 43: Áreas fotovoltaicas e de terreno utilizadas por cada sistema

Verifica-se que a área fotovoltaica de CPV é muito menor do que aquela que é necessária nos

sistemas cristalinos, facto que deriva directamente da sua maior eficiência de conversão.

Em termos de área de terreno que cada sistema ocuparia, por um lado, como esperado, os sistemas

com seguidores solares ocupam uma maior área, e por outro, devido à menor área fotovoltaica

necessária de CPV o sistema PV tracker é o que mais terreno necessitaria.

116

L - Gráficos complementares da análise económico-financeira

No capítulo 4, aquando da escolha da potência fotovoltaica dos sistemas, foi dito que um dos

factores na escolha desta poderia ser o facto de com o seu aumento o euro por kW diminuir. Uma

vez realizados os gráficos correspondentes essa afirmação foi verificada.

Outra das métricas que foi referida como sendo um factor a ter em conta na avaliação do

comportamento económico dos projectos foi a razão entre a receita e o investimento, a qual se quer

a mais elevada possível. Da observação da sua variação com a potência verificam-se as seguintes

características: no sistema CPV, para a gama de potências considerada, decresce com o aumento

de potência, não sendo, desta perspectiva, favorável um aumento de potência; nos sistemas

cristalinos ocorrem máximos em valores muito próximos àqueles escolhidos na análise energética,

denotando-se que após este ponto o seu decréscimo dá-se de uma forma mais acentuada do que na

subida.

Estes dois gráficos podem ser vistos, para cada sistema, através das seguintes figuras:

CPV

Figura 81: Variação do €/kW e da receita/investimento com a potência instalada no sistema CPV

117

PV fixo

Figura 82: Variação do €/kW e da receita/investimento com a potência instalada no sistema PV fixo

PV tracker

Figura 83: Variação do €/kW e da receita/investimento com a potência instalada no sistema PV tracker

118

M - Gráficos complementares ao estudo do capítulo 4.5

Nas figuras seguintes estão representados gráficos complementares àqueles apresentados na

secção 4.5 que, por não fornecerem muita informação adicional, não foram aí incluídos.

Figura 84: Evoluções esperadas para os próximos 5 anos do €/Wp dos projectos em estudo

No gráfico da figura 85 verifica-se que dentro de 5 anos a potência fotovoltaica instalada terá

aproximadamente o mesmo preço quer se trate de tecnologia de concentração quer se trate de

tecnologia convencional com seguimento solar. Os andamentos são semelhantes aos verificados

para o €/kWh embora os significados sejam diferentes. Neste caso, é o sistema fixo que continuará a

ser o que proporcionará um investimento inicial mais baixo, o que acontece pela não utilização de

seguidores solares.

Figura 85: Evoluções esperadas para os próximos 5 anos do IE dos projectos em estudo

2,00

2,50

3,00

3,50

4,00

4,50

2010 2011 2012 2013 2014 2015

€/W

p

Preço do WpCPV

PV fixo

PV tracker

-0,20

-0,10

0,00

0,10

0,20

0,30

0,40

0,50

2010 2011 2012 2013 2014 2015

Í ndice de rentabilidade

CPV PV fixo PV tracker

119

O índice de rentabilidade traduz as mesmas ideias que a TIR.

Figura 86: Evoluções esperadas para os próximos 5 anos do payback dos projectos em estudo

Já a evolução obtida para o payback traz informações novas. Indica que o sistema CPV recuperará

muito rapidamente a larga desvantagem que tem no ano de 2010 sendo suficiente para, no ano final

do estudo, estar a par dos outros dois sistemas no que diz respeito ao tempo necessário para que

proporcione um saldo positivo.

2

4

6

8

10

12

14

2010 2011 2012 2013 2014 2015

Nº

de

an

os

Payback

CPV PV fixo PV tracker