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2019

UNIVERSIDADE DE LISBOA

FACULDADE DE CIÊNCIAS

DEPARTAMENTO DE ENGENHARIA GEOGRÁFICA, GEOFÍSICA E ENERGIA

Estudo de um sistema de energia sustentável na Ilha do Pico

Diogo da Costa Garcia

Mestrado Integrado em Engenharia da Energia e do Ambiente

Dissertação orientada por:

Professor Doutor Pedro Rudolfo Martins Nunes

iii

Agradecimentos

Gostaria de deixar uma nota de agradecimento às seguintes pessoas, por toda a ajuda e apoio ao longo

do desenvolvimento da presente dissertação:

Ao meu orientador, Doutor Pedro Nunes, por toda a ajuda e disponibilidade prestada no

desenvolvimento e conclusão deste estudo e também por todo o conhecimento que partilhou comigo;

À Engenheira Sandra Rodrigues, do grupo EDA, por toda a ajuda em temáticas sobre o caso de estudo,

bem como fornecimento de informação imprescindíveis para o trabalho desenvolvido;

Aos que considero amigos, pela preocupação, ajuda, apoio e incentivo demonstrado ao longo de todo

este tempo, para a conclusão de uma etapa importante da minha vida;

Aos meus avós, paternos e maternos, por todo o esforço, dedicação e apoio para conclusão dos meus

estudos;

E por fim, os meus grandes apoios, os meus pais e a minha namorada, pelo amor incondicional, apoio,

motivação e paciência durante todo este processo educativo.

Por um futuro mais promissor para o nosso planeta.

v

Resumo

Os territórios insulares são tradicionalmente muito dependentes de combustíveis fósseis importados para

satisfazer as suas necessidades energéticas. Devido aos custos associados à dependência de combustível,

mais altos numa ilha por via da sua insularidade, a economia local é condicionada negativamente, com

custos ao nível do desenvolvimento da região. Por outro lado, a queima de combustíveis fósseis gera

poluição nesses locais e implica a emissão de gases de efeito de estufa.

À semelhança da generalidade das regiões insulares, ilha do Pico, inserida na Região Autónoma dos

Açores, sofre de uma forte dependência energética ao recorrer a centrais termoeléctricas para a produção

de energia (86,5%), à gasolina e gasóleo para o abastecimento de quase a totalidade dos seus veículos e

ao gás butano engarrafado para usos domésticos. Estes três sectores em conjunto são responsáveis por

uma emissão de 57 mil toneladas de dióxido de carbono e por uma despesa de combustível, sem taxas,

na ordem dos 11 milhões de euros anualmente.

Com o intuito de promover uma transição energética sustentável nesta ilha, de forma a eliminar as

emissões de dióxido de carbono nestes sectores e reduzir a dependência de combustível fóssil importado,

esta tese estuda a conversão do seu sistema electroprodutor para energias renováveis, a dos veículos a

combustão para eléctricos, e a substituição do gás de butano engarrafado por electricidade. São

simulados seis cenários, construídos de forma progressiva, que prevêem a adopção de novas fontes de

energia renovável (fotovoltaica, biomassa florestal residual e ondas) e reforço da capacidade já instalada

(eólica) consoante o aumento projectado do consumo. São ainda utilizados o armazenamento hídrico

com bombagem reversível de água salgada e os veículos eléctricos com ligação bidireccional para

regularização do diagrama de carga e estabilização da rede eléctrica, permitindo ainda uma resposta

inteligente às variações do consumo e produção, e armazenamento de excesso de energia produzida.

Os cenários propostos são analisados em termos energéticos, ambientais, comparando a redução

progressiva das emissões de dióxido de carbono, e económicos, com a comparação do custo de energia

normalizado para o tempo de vida útil das tecnologias.

Conclui-se que é possível evitar a totalidade das emissões de dióxido de carbono e poluentes, e, ao

mesmo tempo, o custo de energia diminuir dos 12,6 para 12,4 c€/kWh, diminuição condicionada pelos

elevados custos de instalação e operação e manutenção da energia das ondas. Por este motivo, foi

simulado um cenário adicional sem esta tecnologia, que apresenta um custo de energia de 8,0 c€/kWh,

o que perfaz uma poupança anual em combustíveis fósseis de 6,11 milhões de euros.

Palavras-chave: ilha do Pico, sistemas de energia renovável, EnergyPLAN, hídrica reversível com

bombagem, carros eléctricos, planeamento energético

vii

Abstract

Insular regions are traditionally heavily dependent on imported fossil fuels in order to satisfy their local

energy needs. Due to this, which implies high costs, the local economy is impacted on its development.

On the other hand, the burning of fossil fuels pollutes these regions and emits greenhouse gases.

The Pico island, inserted in the Autonomous Region of Azores, is no exception, having a strong energy

dependency and resorting to thermal power plants to produce most of its electricity (86,5%), to gasoline

and diesel to fuel vehicles and to bottled butane gas for domestic uses. These three sectors together are

responsible for the emission of 57 thousand tons of carbon dioxide, costing, before taxes, around 11

million euros annually.

With the intent to promote an energy transition towards clean sustainable energy sources, eliminating

carbon dioxide emissions from these sectors and reducing dependency on imported fuels, this thesis

studies the conversion of the present power system towards renewable energies, of internal combustion

vehicles to electric ones, and replacing of bottled butane gas by electricity. Six incremental scenarios

are simulated, which include the introduction of new renewable technologies (photovoltaics, biomass

from forest waste and wave energy) and the increase of the wind capacity presently installed. To store

energy and stabilize the grid, it is also considered a seawater pumped hydro storage system and electric

vehicles, vehicle-to-grid enabled.

The proposed scenarios are examined in terms of energetic, environmental (comparing the carbon

dioxide emissions) and economic (comparing the levelized cost of energy) impacts.

It is concluded that it is possible within these sectors to entirely avoid carbon dioxide and pollutants

emissions in Pico and, at the same time, reduce the cost of energy from 12,6 to 12,4 c€/kWh, a difference

limited by the high costs of wave energy. For this reason, it was simulated an additional scenario

disregarding this technology, where energy costs 8,0 c€/kWh, allowing for 6,11 million euros in annual

savings.

Keywords: Pico island, renewable energy systems, EnergyPLAN, pumped hydroelectric energy

storage, electric vehicles, energy planning

ix

Índice

Agradecimentos ...................................................................................................................................... iii

Resumo .................................................................................................................................................... v

Abstract ................................................................................................................................................. vii

Índice ...................................................................................................................................................... ix

Índice de figuras ..................................................................................................................................... xi

Índice de tabelas ................................................................................................................................... xiii

Índice de equações................................................................................................................................. xv

Lista de abreviaturas ............................................................................................................................ xvii

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

1.1 Contextualização ..................................................................................................................... 1

1.2 Motivação e objectivos ............................................................................................................ 1

1.3 Resumo da estrutura da tese .................................................................................................... 2

2 Estado da arte .................................................................................................................................. 5

2.1 Fontes de energia renovável em sistemas isolados .................................................................. 5

2.1.1 Energia Eólica ................................................................................................................. 5

2.1.2 Energia solar fotovoltaica ................................................................................................ 6

2.1.3 Energia das Ondas ........................................................................................................... 6

2.1.4 Energia de Biomassa residual .......................................................................................... 8

2.1.5 Resíduos sólidos urbanos ................................................................................................ 9

2.2 Armazenamento hidroeléctrico com bombagem ................................................................... 10

2.3 Redes inteligentes de energia ................................................................................................ 11

2.4 Mobilidade eléctrica .............................................................................................................. 12

2.5 Outros casos de estudo .......................................................................................................... 13

2.5.1 Internacionais ................................................................................................................ 13

2.5.2 Nacionais ....................................................................................................................... 15

3 Caso de estudo: ilha do Pico .......................................................................................................... 17

3.1 Caracterização socioeconómica e territorial .......................................................................... 17

3.2 Caracterização climática ........................................................................................................ 19

3.2.1 Humidade relativa do ar ................................................................................................ 19

3.2.2 Precipitação ................................................................................................................... 19

3.2.3 Temperatura do ar ......................................................................................................... 20

3.2.4 Radiação solar ............................................................................................................... 21

3.2.5 Velocidade do vento ...................................................................................................... 22

3.2.6 Ondulação ...................................................................................................................... 23

3.3 Rede de Energia..................................................................................................................... 24

3.3.1 Consumo eléctrico ......................................................................................................... 24

3.3.2 Produção eléctrica ......................................................................................................... 26

3.3.3 Transporte e distribuição de energia .............................................................................. 27

3.4 Transportes e combustível fóssil ........................................................................................... 27

3.5 Custos .................................................................................................................................... 28

3.6 Emissões de CO2 ................................................................................................................... 30

4 Métodos ......................................................................................................................................... 31

4.1 EnergyPLAN ......................................................................................................................... 31

4.1.1 Aspectos gerais .............................................................................................................. 32

4.1.2 Calibração do modelo .................................................................................................... 33

4.2 Definição e modelação dos cenários ..................................................................................... 36

x

4.2.1 Cenário 1 – Fotovoltaico, Eólica e Ondas ..................................................................... 36

4.2.2 Cenário 2 – Biomassa residual florestal e Resíduos sólidos urbanos ............................ 39

4.2.3 Cenário 3 – Armazenamento de energia ....................................................................... 41

4.2.4 Cenário 4 – Introdução de veículos eléctricos (50% e 100%) ....................................... 43

4.3 Avaliação económica ............................................................................................................ 46

4.3.1 Custos de instalação ...................................................................................................... 46

4.3.2 Custos de operação e manutenção ................................................................................. 47

4.3.3 LCOE – Custo normalizado de energia ......................................................................... 48

5 Resultados e discussão .................................................................................................................. 49

5.1 Análise energética ................................................................................................................. 49

5.1.1 Cenário 1 ....................................................................................................................... 49

5.1.1.1 Resultados anuais ...................................................................................................... 49 5.1.1.2 Diagramas de carga ................................................................................................... 52

5.1.2 Cenário 2 ....................................................................................................................... 52

5.1.2.1 Resultados anuais ...................................................................................................... 52 5.1.2.2 Diagramas de cargas .................................................................................................. 55

5.1.3 Cenário 3 ....................................................................................................................... 55


5.1.4 Cenário 4.1 e 4.2 ............................................................................................................ 58


5.2 Análise ambiental .................................................................................................................. 61

5.3 Análise económica ................................................................................................................ 62

6 Conclusões e trabalho futuro ......................................................................................................... 67

6.1 Limitações e trabalho futuro .................................................................................................. 68

7 Referências bibliográficas ............................................................................................................. 69

xi

Índice de figuras

Figura.2.1 - Ilustração da tecnologia CAO fixa [25]. .............................................................................. 7

Figura 2.2 - Ilustração de uma PHES [50]. ........................................................................................... 10

Figura 2.3 - Ilustração de uma rede inteligente de energia [65]. ........................................................... 12

Figura 3.1 - Mapa topográfico da ilha do Pico [101]. ........................................................................... 17

Figura 3.2 - Ocupação da superfície terrestre da ilha do Pico (km2) [100]. .......................................... 18

Figura 3.3 – Altura média (m) de água em lagoas da ilha do Pico em 2016. ........................................ 19

Figura 3.4 – Precipitação em Angra do Heroísmo: média mensal (mm) e nº médio de dias em que ocorreu

entre 1971-2000 [105]. .......................................................................................................................... 20

Figura 3.5 – Temperatura do ar em Angra do Heroísmo: média mínima, média e máxima (ºC) entre

1971-2000 [105]. ................................................................................................................................... 21

Figura 3.6 - Irradiação solar directa (kWh/m2/dia) na ilha do Pico: média mensal entre 1980-2016 [106].

............................................................................................................................................................... 21

Figura 3.7 - Percentagem (%) de nebulosidade na ilha do Pico: média mensal entre 1980-2016 [106].

............................................................................................................................................................... 22

Figura 3.8 - Velocidade do vento (m/s) na ilha do Pico: média mensal entre 1980-2016 [106]. .......... 23

Figura 3.9 – Altura significativa (m) na ilha do Pico: média diária entre 1979-2014 [108]. ................ 23

Figura 3.10 – Período (s) na ilha do Pico: média diária entre 1979-2014 [108]. .................................. 24

Figura 3.11 - Consumo anual por sector na ilha do Pico em 2016 [110]. ............................................. 24

Figura 3.12 - Consumo eléctrico mensal de cada sector na ilha do Pico em 2016 [127-138]. .............. 25

Figura 3.13 - Diagrama de carga de dias típicos da ilha do Pico em 2016 [122]. ................................. 25

Figura 3.14 - Produção eléctrica por fonte na ilha do Pico em 2016 [110]. .......................................... 26

Figura 3.15 - Produção anual por sector na ilha do Pico em 2016 [110]. ............................................. 27

Figura 4.1 - Ilustração geral dos componentes utilizados no EnergyPLAN e sua articulação [136]. .... 31

Figura 4.2 - Requisitos para estabilização da rede eléctrica [136]. ....................................................... 32

Figura 4.3 - Distribuição do consumo simples anual. ........................................................................... 34

Figura 4.4 - Distribuição da produção eólica anual. .............................................................................. 34

Figura 4.5 – Curva de duração de carga da PP termoeléctrica e eólica, reais e simuladas.................... 35

Figura 4.6 - Esquematização dos cenários definidos e a sua modelação. ............................................. 36

Figura 4.7 - Distribuição do novo consumo simples anual. .................................................................. 37

Figura 4.8 - Distribuição da produção PV anual. .................................................................................. 38

Figura 4.9 - Distribuição da produção das ondas anual. ........................................................................ 38

Figura 4.10 - Distribuição anual da produção conjunta de biomassa florestal residual e RSU. ............ 40

Figura 4.11 – Distribuição do consumo semanal dos VEs com carregamento dumb e smart para o

Cenário 4.1 e 4.2 [148][149]. ................................................................................................................ 44

Figura 5.1 – Cenário 1: consumo flexível para AQS. ........................................................................... 50

Figura 5.2 – Cenário 1: produção global e excesso por tecnologia. ...................................................... 50

Figura 5.3 - Cenário 1: produção mensal de energia útil e não útil por tecnologia. .............................. 51

Figura 5.4- Cenário 1: curvas de duração de carga da energia PV e ondas. .......................................... 51

xii

Figura 5.7 – Cenário 2: produção global e excesso por tecnologia. ...................................................... 53

Figura 5.8 - Cenário 2: produção mensal de energia útil e não útil por tecnologia. .............................. 53

Figura 5.9 - Cenário 2: importação necessária e excesso de produção. ................................................ 54

Figura 5.10 - Cenário 2: curva de duração de carga da energia de biomassa e RSU. ........................... 54

Figura 5.13 – Cenário 3: produção global e excesso por tecnologia. .................................................... 56

Figura 5.14 - Cenário 3: produção mensal de energia útil e não útil por tecnologia. ............................ 56

Figura 5.15 - Cenário 3: análise mensal do armazenamento SPHS. ..................................................... 57

Figura 5.16 - Cenário 3: curva de duração de nível de armazenamento................................................ 57

Figura 5.19 – Cenário 4.2: produção global e excesso por tecnologia. ................................................. 59

Figura 5.20 – Cenário 4.2: produção mensal de energia útil e não útil por tecnologia. ........................ 60

Figura 5.21 - Cenário 4.1: perfil de consumo e carregamento anual dos VEs. ..................................... 60

Figura 5.22 - Cenário 4.2: curva de duração de nível de armazenamento conjunto. ............................. 61

Figura 5.25 – Emissões de CO2 por sector e cenário............................................................................. 62

Figura 5.5 – Cenário 1: diagrama de carga da semana com maior produção PV. ................................. 89

Figura 5.6 - Cenário 1: diagrama de carga da semana com maior produção das ondas e energia renovável.

............................................................................................................................................................... 90

Figura 5.11 - Cenário 2: diagrama de carga da semana com maior produção da PP de biomassa e RSU.

............................................................................................................................................................... 90

Figura 5.12 - Cenário 2: diagrama de carga da semana com maior CEEP. ........................................... 91

Figura 5.17 – Cenário 3: diagrama de carga da semana com maior consumo e produção. ................... 92

Figura 5.18 – Cenário 3: diagrama de carga da semana com mais energia armazenada. ...................... 92

Figura 5.23 – Cenário 4.2: diagrama de carga da semana com maior produção. .................................. 93

Figura 5.24 – Cenário 4.2: diagrama de carga da semana com menor produção. ................................. 94

xiii

Índice de tabelas

Tabela 3.1 - Consumo (parcial) de combustíveis fósseis na ilha do Pico em 2016. .............................. 28

Tabela 3.2 – Estimativa do custo unitário de combustível, transporte, descarga e armazenamento por

sector na ilha do Pico em 2016. ............................................................................................................. 29

Tabela 3.3 - Estimativa do LCOE térmico, eólico e global na ilha do Pico em 2016. .......................... 29

Tabela 3.4 - Emissões de CO2 equivalente por sector na ilha do Pico em 2016. .................................. 30

Tabela 4.1 – Parâmetros comparativos utilizados na validação do modelo. ......................................... 35

Tabela 4.2 - Resumo dos parâmetros relevantes do Cenário 1. ............................................................. 39


Tabela 4.4 - Capacidade instalada da SPHS e respectivas eficiências. ................................................. 41


Tabela 4.6 – Número e consumo dos VEs por tipo de carregamento para o Cenário 4.1 e 4.2. ........... 44

Tabela 4.7 - Parâmetros dos VEs com carregamento smart. ................................................................. 45

Tabela.4.8 - Resumo dos parâmetros relevantes do Cenário 4.1 e 4.2. ................................................. 46

Tabela 4.9 - Custo unitário por tecnologia. ........................................................................................... 47

Tabela 4.10 - Custos de O&M por hora de funcionamento e percentagem do custo de instalação por

tecnologia. ............................................................................................................................................. 48

Tabela 5.1 – Cenário 1: resultados anuais e factores de capacidade. .................................................... 49



Tabela 5.4 – Cenário 4.1 e 4.2: resultados anuais e factores de capacidade. ........................................ 58

Tabela 5.5 - Custo de instalação, O&M e LCOE por tecnologia e cenário. .......................................... 63

Tabela 5.6 - Análise económica suplementar de um cenário sem energia das ondas. .......................... 64

Tabela 5.7 - Redução de custos sem taxas com combustível automóvel. ............................................. 65

Tabela 5.8 - Redução de custos sem taxas com combustível fósseis para os sectores considerados. ... 65

xv

Índice de equações

Equação 4.1 ........................................................................................................................................... 42

Equação 4.2 ........................................................................................................................................... 47

Equação 4.3 ........................................................................................................................................... 48

xvii

Lista de abreviaturas

AQS – Aquecimento de águas sanitárias

BT – Baixa tensão

CAO – Coluna de água oscilante

CEEP – Critical excess electricity production

𝐶𝑖𝑛𝑠𝑡. – Custo de instalação

CO2 – Dióxido de carbono

CT – Custo de transporte

D&A – Custos de descarga e armazenamento

DSM - Demand side management

EP - EnergyPLAN

Hs - Altura significativa

IRENA – Agência Internacional de Energia Renovável

LCOE – Levelized Cost of Energy

MT – Média tensão

O&M – Operação e manutenção

PHES – Pumped Hydroelectric Energy Storage

PMEA - Plano para a Mobilidade Eléctrica nos Açores

PV – Energia solar fotovoltaica

PP – Power Plant

RSU – Resíduos sólidos urbanos

SAM - System Advisor Model

SPHS – Seawater pumped hydro storage

PCI – Poder Calorífico Inferior

Tp - Período médio

VCI – Veículos de combustão interna

VEs – Veículo(s) Eléctrico(s)

V2G - Vehicle-to-grid

ZEC - Zonas Especiais de Conservação

ZPE - Zonas de Proteção Especial

1

1 Introdução

Este capítulo introduz o tema da dissertação, fazendo a contextualização energética, ambiental e

económica das regiões insulares, e apresenta a motivação e objectivos do trabalho e a estruturação do

documento.

1.1 Contextualização

A consciencialização dos impactos negativos da utilização maciça das fontes de energia fóssil culminou

num aumento gradual do interesse em energias renováveis e em eficiência energética, por forma a

mitigar as emissões de gases de efeito de estufa e os seus efeitos danosos no clima.

Nos territórios insulares a exploração de recursos renováveis e endógenos para a produção de energia

eléctrica assume uma grande importância, dadas as dificuldades acrescidas face à generalidade das

regiões do continente no fornecimento e distribuição de energia, e elevada dependência externa de

combustíveis fósseis. Com efeito, a dependência destes territórios de fontes de energia importadas tem

efeitos negativos no desenvolvimento destas regiões, dados os avultados custos que as importações

comportam.

A Região Autónoma dos Açores é um exemplo, onde 73% do consumo final de energia é suprido por

combustíveis fosseis, sob a forma de electricidade (23%), gasóleo (39%) e gasolina (12%). Os

transportes por sua vez são responsáveis por 47% do consumo final de energia, com uma distribuição

de 72% para transporte rodoviário e 28% para transporte aéreo e marítimo [1].

Os sistemas eléctricos regionais dos Açores encontram-se isolados entre si e da rede continental, e sem

perspectivas de interligação, consequência da morfologia do fundo oceânico e elevada distância entre

ilhas [2] [3].

Ciente desta realidade, o Governo Regional dos Açores definiu a Estratégia Açoriana para a Energia

2030 (EAE 2030), que preconiza a transição energética da Região Autónoma dos Açores,

descarbonizando gradualmente a sua economia energética através do incremento do recurso a fontes de

energia renováveis [1].

A criação de um sistema com elevada penetração renovável deverá ter em linha de conta a estabilidade

da rede eléctrica, não descurando a variabilidade inerente à energia solar, do vento e das ondas. Para

mitigar a variabilidade destas fontes de energia, passíveis de utilização na Região Autónoma dos Açores,

é necessário dotar o sistema de ferramentas fundamentais, como o armazenamento hídrico e as redes

inteligentes [4][5]. É ainda possível utilizar as baterias em veículos eléctricos (VEs) como forma de

armazenamento flexível, com possível ligação bidireccional, fazendo aumentar a produção renovável,

ao mesmo tempo que este tipo de mobilidade faz reduzir as emissões de gases de efeito de estufa no

sector rodoviário [6].

1.2 Motivação e objectivos

Apesar de as energias renováveis se encontrarem em expansão na Região Autónoma dos Açores, esta

ainda carece de uma profunda avaliação do seu real potencial para produção renovável. Não obstante a


2

importância deste tema e os esforços envidados a nível regional, é crucial analisar as singularidades de

cada uma das ilhas, devido à disparidade do potencial energético entre elas.

A ilha do Pico é a segunda maior dos Açores, albergando um vasto leque de recursos renováveis, muitos

por explorar e analisar; no entanto, ainda é maioritariamente dependente de combustível fóssil

importado. Dentro da própria ilha existe uma grande diversidade paisagística e orográfica e,

inclusivamente, das próprias condições meteorológicas, que influenciam a radiação solar que incide na

superfície, os ventos predominantes e até a ondulação na orla costeira [3].

Assim, pretende-se com o presente estudo realizar um levantamento mais profundo do potencial

energético da ilha do Pico e contribuir desta forma para enriquecimento científico, através da

apresentação de uma solução viável para a descarbonização dos sectores eléctrico, rodoviário e

aquecimento doméstico, e para melhoria financeira da ilha e região.

O trabalho terá uma componente de modelação computacional do sistema de energia da ilha, que

permitirá traçar e comparar cenários alternativos ao existente e entre si.

Ambiciona-se ainda que o estudo possa servir como suporte e referência a planos para tornar no futuro

a ilha inteiramente renovável.

1.3 Resumo da estrutura da tese

O documento está divido em seis secções, de acordo com o seguinte:

No Capítulo 1 faz-se um enquadramento breve das regiões insulares, dando-se particular ênfase aos

desafios que as mesmas enfrentam na produção eléctrica e abastecimento fóssil, bem como à

importância das energias renováveis em solucionar esse problema. Além dos seus desafios, expõem-se,

igualmente, os objectivos do presente estudo e o resumo da sua estrutura.

No Capítulo 2 apresenta-se uma revisão do estado da arte para as diversas tecnologias renováveis

passíveis de implementação na ilha do Pico, os cuidados a que o planeamento de sistemas com elevada

penetração renovável obriga e as estratégias para a sua resolução. É ainda exposta a integração da

mobilidade eléctrica em sistemas renováveis que servem como casos de estudo mundiais e regionais

considerados relevantes.

No Capítulo 3 é caracterizado o presente caso de estudo, a ilha do Pico, através da apresentação das

características físicas da ilha, recursos endógenos disponíveis, e dos seus sectores eléctrico, rodoviário

e aquecimento doméstico. É igualmente apresentada uma análise ambiental e económica dos três

sectores, relativamente às suas emissões de dióxido de carbono (CO2) e custos associados.

No Capítulo 4 é apresentada a metodologia que foi aplicada para a avaliação energética, ambiental e

económica. Este capítulo encontra-se dividido entre o método utilizado nas simulações computacionais

e do cálculo do custo normalizado de energia.

No Capítulo 5 são apresentados e analisados os resultados energéticos obtidos para cinco cenários que

foram dimensionados e simulados. Posteriormente é mostrado o balanço ambiental e económico,

incluindo-se no primeiro a redução das emissões de CO2 para os diferentes cenários e no segundo os

custos comparativos das tecnologias e preço final de electricidade. É ainda realizada uma simulação de


3

um cenário adicional, sem recurso à energia das ondas, com o intuito de comparar os custos

normalizados obtidos.

No Capítulo 6 são apresentadas por componente energética, ambiental e económica as conclusões

retiradas do trabalho desenvolvido, bem como as limitações existentes e o trabalho futuro possível.


4


5

2 Estado da arte

Neste capítulo descrevem-se as várias fontes de energia consideradas no estudo, bem como o seu

armazenamento. Faz-se igualmente o enquadramento teórico do funcionamento do sistema de energia e

utilização de veículos eléctricos. Referem-se ainda estudos análogos, por isso úteis para a presente

discussão.

2.1 Fontes de energia renovável em sistemas isolados

2.1.1 Energia Eólica

A energia eólica é, de forma resumida, a energia obtida através do aproveitamento da energia cinética

do vento, convertida em energia mecânica através da rotação das pás de um aerogerador, posteriormente

transformada em energia eléctrica [7].

Esta energia, ao estar directamente dependente da velocidade e distribuição do vento, é caracterizada

por uma produção variável. Actualmente é possível produzir energia eólica em terra (tecnologia

onshore) e no mar (offshore).

A tecnologia onshore apresenta um nível elevado de amadurecimento, por isso encontra-se amplamente

integrada em inúmeras redes eléctricas em comparação com a tecnologia offshore. Hevia-Koch e

Jacobsen evidenciam para a Dinamarca a diferença entre ambas através do cálculo do custo normalizado

de energia, ou, na sigla inglesa, LCOE (Levelized Cost of Energy), concluindo que a tecnologia onshore

é mais barata do que a offshore, com variações de custo de 2 a 13 c€/kWh; contudo, também é salientado

que o preço do offshore tem diminuído progressivamente [8].

Esta tendência verifica-se, de igual forma, em regiões insulares, sem ligação à rede eléctrica continental.

Nestes territórios, apesar da proximidade do mar e a reduzida área para implantação de parques eólicos,

o aproveitamento desta tecnologia faz-se, fundamentalmente, em terra, sendo escassos os estudos

específicos sobre o potencial eólico offshore na maioria das ilhas [9].

A construção de parques eólicos onshore em territórios insulares apresenta inúmeros desafios,

nomeadamente no que concerne ao transporte marítimo do equipamento e posterior instalação. Devido

ao tamanho considerável dos aerogeradores, é necessário dotar os portos de condições para a recepção

de navios de grandes dimensões e a construção de vias de acesso terrestres ao local designado para a sua

instalação [10].

As ilhas de origem vulcânica, como é o caso das da Região Autónoma dos Açores, apresentam

dificuldades acrescidas para a criação de vias de acesso terrestre ao local de instalação, uma vez que as

áreas com maior potencial eólico possuem em si ou em seu redor declives acentuados e orografia

irregular [10]. A elevada rugosidade terrestre, característica destas ilhas, aliada ao efeito de esteira

impossibilita ainda a construção de parques eólicos densos [11].

Para além destas condicionantes, a maioria de ilhas possuem ecossistemas únicos, preservados através

da demarcação de uma ampla rede de áreas protegidas, o que se traduz numa redução da superfície

disponível para instalação dos parques [12].

Por forma a colmatar as condicionantes que advêm da produção eólica, tem-se vindo a apostar cada vez

mais numa produção híbrida de fontes de energia renováveis em sistemas isolados. Malheiro et al. [13]


6

apresentam um exemplo do dimensionamento híbrido para sistemas isolados, recorrendo à produção

eólica, solar e diesel, com armazenamento em baterias.

2.1.2 Energia solar fotovoltaica

A energia solar fotovoltaica (PV) é a energia obtida mediante a conversão directa da radiação solar em

energia eléctrica, utilizando o efeito fotovoltaico [14]. O aproveitamento da radiação é realizado através

de painéis fotovoltaicos que dependem do local geográfico em que são instalados e da sua orientação e

inclinação, bem como da nebulosidade da região e da sua própria eficiência de conversão energética

[15].

A radiação solar é mais elevada em posições geográficas na linha do Equador por ter uma maior

exposição horária contínua ao Sol e por apresentar um índice de nebulosidade reduzida [15]. Para o

devido aproveitamento da energia solar, os painéis fotovoltaicos estão assentes em estruturas que

permitem uma orientação fixa ou móvel, de um ou dois eixos, nos casos mais comuns. As estruturas

com dois eixos móveis, podem apresentar melhorias na produção de energia até 30,8%

comparativamente às de eixo fixo, dependendo das características climáticas da região em que se efectua

a instalação, que determinam a maior ou menor disponibilidade de radiação directa e difusa [16].

Os painéis fotovoltaicos actuais apresentam uma eficiência energética genérica de 17-18% [15] com

uma produção de energia variável e perdas por conversão situadas nos 15% [14]. Contudo, a eficiência

dos painéis tem vindo a subir, sobretudo por via de novos materiais e tecnologias, e o seu custo a baixar

fortemente [17].

De facto, mesmo com as características actuais, o paradigma desta tecnologia está a mudar rapidamente

com a constante diminuição dos custos de produção. A IRENA – Agência Internacional de Energia

Renovável perspectivou uma redução de custos para metade a partir do segundo semestre de 2020 em

relação a 2018 [18], o que se reflecte em exemplos como o dos leilões de energia solar-fotovoltaica em

Portugal, cujos valores unitários de energia atingiram mínimos históricos [19]. Devido ao decréscimo

dos custos, o PV apresenta-se como uma solução viável em sistemas isolados [20].

O fotovoltaico também apresenta vantagens em relação à eólica onshore, ao nível de transporte para

territórios insulares pelo tamanho reduzido dos componentes, uma maior facilidade de instalação e uma

maior acessibilidade para a sua manutenção.

Ma e Javed [21] estudam ainda o dimensionamento de sistemas híbridos, utilizando PV, eólica e

armazenamento em baterias para ilhas remotas, e Majumder et al. [22] estudam outro sistema híbrido

para ilhas remotas no Bangladesh com recurso a PV e diesel.

2.1.3 Energia das Ondas

A energia das ondas é produzida através da energia cinética provinda da oscilação marítima convertida

em energia eléctrica. Apresenta uma elevada densidade energética e um impacto ambiental reduzido

[23].

De forma complementar, Fadaeenejad et al. [23] também referem como vantagens o facto de existir uma

compatibilidade entre a mudança das estações do ano, o recurso disponível e o consumo de energia, bem

como o facto de ser uma energia com maior previsibilidade e produção contínua quando comparada com


7

a fotovoltaica e a eólica. Contudo, é importante realçar que a energia das ondas tem uma produção

variável com as condições marítimas.

A sua produção também depende do seu posicionamento geográfico e da tecnologia aplicada,

destacando-se a de coluna de água oscilante (CAO) fixa, o galgamento e corpos oscilantes. A de CAO

e galgamento são apropriadas para uma localização costeira fixa em profundidades intermédias ou em

quebra-mar. Por sua vez, a de corpos oscilantes apropria-se ao largo da zona costeira, assentando no

fundo oceânico e baseando-se numa movimentação vertical ou rotacional [24].

A tecnologia de CAO, de uma forma mais pormenorizada, consiste na movimentação de uma coluna de

água no interior de um reservatório parcialmente submerso por via da ondulação marítima, que

comprime e descomprime a coluna de ar acima que movimenta uma turbina [24]. A Figura 2.1 ilustra

este processo.

Figura.2.1 - Ilustração da tecnologia CAO fixa [25].

As ilhas de origem vulcânica, em especial, apresentam normalmente uma batimetria intermédia com

quebras acentuadas junto à orla costeira e consequente elevado potencial energético na sua superfície

marítima [26]. Estas vantagens, aliadas às pequenas redes eléctricas características das regiões tornam

apelativa a instalação desta tecnologia [27].

Em contrapartida, esta tecnologia apresenta uma capacidade instalada reduzida na casa dos 500 kW no

melhor dos casos [23], e um LCOE elevado [28]. Estas desvantagens advêm de ainda possuir uma grande

margem evolutiva e necessidade de amadurecimento tecnológico para se tornar competitiva com outras

fontes de energia renováveis.

Os seus desafios futuros prendem-se principalmente com a optimização das estruturas e o melhoramento

da eficiência dos processos de produção. Josset e Clèment apresentaram em 2007 um estudo que

preconizava ser possível aumentar a produtividade da central de CAO da ilha do Pico em 15,5%

substituindo a turbina Wells instalada [29].


8

A central de CAO do Pico, instalada na zona do Cachorro, foi finalizada em 1999 com uma potência

instalada de 400 kW e com objectivo principal de demonstração da viabilidade da energia das ondas

ligada à rede, em pequenas ilhas. Os primeiros testes foram realizados em 2005 e, posteriormente, em

2010 começou a produzir energia [30]. Actualmente a central encontra-se fora de serviço devido ao

desmoronamento parcial da estrutura (ver Capítulo 3.3.2).

Em 2000 foi instalada na ilha de Islay, Escócia, uma central de CAO semelhante à da ilha do Pico,

funcionando em sistema isolado com uma capacidade instalada de 500 kW [31]. Além dos dois

exemplos em sistemas isolados, existem ainda duas centrais de CAO fixas do tipo quebra-mar instaladas

em Sakata e Mutriku, respectivamente no Japão e em Espanha [28][31].

Fora do formato fixo, existem centrais de CAO flutuantes, como é o exemplo do Oceanlinx na Austrália

e o Mighty Whale no Japão [28]. De todos os exemplos aqui apresentados, somente a central da ilha do

Pico funcionou continuamente; as restantes foram apenas utilizadas demonstrativamente ou ainda não

entraram em funcionamento [24].

2.1.4 Energia de Biomassa residual

A energia de biomassa utiliza matérias-primas como resíduos florestais [32]. A produção de energia

pode ser realizada por processos directos, através de combustão, ou indirectamente por via de

biocombustíveis e biogás [33].

O processo de combustão é similar ao das centrais que utilizam combustíveis fósseis. A biomassa é

queimada para aquecer água no estado líquido e possibilitar a sua passagem para o estado gasoso,

accionando o movimento mecânico de uma turbina para produzir energia eléctrica [34].

A biomassa provém de culturas rotativas florestais lenhosas e seus resíduos e de resíduos sólidos urbanos

(RSU), indústrias agro-alimentares, agro-pecuária e agricultura [35].

A biomassa é considerada uma fonte de energia renovável por causa do seu balanço neutro em carbono,

entre o que é absorvido pela matéria-prima e emitido na combustão. É caracterizada por ter um tempo

de renovação baixo quando comparado com os combustíveis fósseis [36][37].

Embora o recurso de biomassa esteja em geral devidamente levantado e explorado no continente, o

mesmo não acontece em geral nas ilhas. Estas carecem de levantamentos do potencial de biomassa

disponível e de planos para uma gestão sustentável.

O arquipélago das Canárias é um exemplo das consequências de gestão insustentável. A região passou

por um período de produção indiscriminada de biomassa florestal, originando a desflorestação do seu

território e a necessidade de recorrer novamente a combustíveis fósseis [38].

Nas ilhas em que já existem estudos – por exemplo, nas Canárias [38], Maiorca [39], Guadalupe [40],

Creta [36] – aposta-se na utilização de plantações para a gestão de biomassa lenhosa, realizando-se

levantamentos para utilização de resíduos provenientes da agricultura.

De um ponto de vista ambiental, Chopin et al. [40] evidenciam os benefícios das culturas concebidas

para o aproveitamento da sua biomassa, como a produção eléctrica ou a redução da erosão do solo, tendo


9

sempre em consideração os impactos ambientais e económico-sociais que podem advir de uma

exploração exaustiva dos solos.

Já numa avaliação mais técnica, Pääkkönen e Joronen referem que a utilização da tecnologia de energia

e calor combinados pode apresentar aumentos de 20% em eficiência em comparação com centrais

individuais de energia e calor [41].

Esta tecnologia tem grande expressão no norte da Europa, nomeadamente nas ilhas de Aland, onde o

edificado tem aquecimento centralizado. Todavia, tal não invalida a sua possível utilização em ilhas a

sul, como meio de suprir este consumo variável que um sistema com base em energias renováveis pode

ter dificuldade em enfrentar [42].

Para além das vantagens enunciadas, de acordo com um estudo realizado pela IEA [42], a energia

proveniente da biomassa também tem um papel preponderante na estabilização da rede eléctrica, em

contraste com as energias variáveis (eólica, PV, ondas) que podem ter um efeito desestabilizador.

Por sua vez, a IRENA conclui o mesmo, considerando a biomassa uma fonte de energia estável. Todavia,

perspectiva que irá ocorrer uma diminuição relativa da produção de energia proveniente de biomassa

até 2030, devido ao aumento da penetração de outras fontes renováveis [43].

2.1.5 Resíduos sólidos urbanos

O referente do termo resíduos sólidos urbanos (RSU), como indicado pela Agência Portuguesa do

Ambiente, tem sofrido alterações, actualmente significando “resíduo proveniente de habitações, bem

como outro resíduo que, pela sua natureza ou composição, seja semelhante ao resíduo proveniente de

habitações” [44].

São considerados RSU todos os desperdícios gerados pela actividade humana em casas, empresas ou

instituições, sem qualquer uso ou valor económico para o seu proprietário. São constituídos

normalmente por resíduos que vão desde a comida a metais [45].

A produção de RSU tende a ser mais elevada em sociedades desenvolvidas, com uma maior densidade

populacional, consumo e urbanização [45]. Tal também pode suceder em ilhas, sendo todavia o

tratamento dos resíduos mais complexo e dispendioso, nestes casos [46].

Efectivamente, a gestão dos RSU acarreta problemas adicionais no caso dos territórios insulares, dados

os custos acrescidos no tratamento residual comparativamente aos continentais, devido aos aterros

sanitários de menores dimensões e restrições à reciclagem [46].

Em alternativa, a combustão de RSU é apresentada como uma solução viável para minimizar os

impactos ambientais e económicos. A par da biomassa, é possível efectuar a queima dos resíduos para

produção de energia ou a produção de energia e calor, como exposto anteriormente [34].

Os problemas supracitados são agravados em ilhas com grande fluxo turístico, onde o volume de RSU

aumenta sazonalmente de forma significativa. Estay-Ossandon e Mena-Nieto [47] realizaram um estudo

sobre as ilhas Baleares, em 2018, expondo o agravamento da produção de RSU face ao aumento

populacional volante. No mesmo artigo, é ainda ilustrado a diminuição da utilização de aterros sanitários

e o aumento da combustão, para fazer face ao aumento de resíduos e consumo eléctrico [47].


10

Mohee et al. [46] apresentam uma revisão detalhada sobre a actual gestão de resíduos sólidos e

tecnologias aplicadas em pequenas ilhas em vias de desenvolvimento. A principal conclusão do estudo

é que as ilhas apresentam uma taxa de geração de RSU semelhante aos países pertencentes à OCDE,

devido principalmente ao turismo em massa.

O estudo expõe ainda que a maioria destas ilhas queima os resíduos hospitalares. De entre os casos

mencionados, somente Singapura utiliza a combustão para produção de energia eléctrica, que

corresponde a 2-3% do consumo do país [46].

2.2 Armazenamento hidroeléctrico com bombagem

A tecnologia de armazenamento hidroeléctrico com bombagem (em inglês, PHES - Pumped

Hydroelectric Energy Storage) está comumente ligada às fontes de energia renovável não controláveis

[48][49].

As PHES são constituídas essencialmente por três componentes: dois reservatórios, bomba e turbina.

Em horas de baixo consumo, o excesso de energia é utilizado para bombear água para o reservatório a

montante, e, em horas de pico, a água faz o percurso inverso, produzindo energia ao passar pela turbina,

a jusante [48]. A Figura 2.2 ilustra de maneira mais detalhada a tecnologia PHES.

Figura 2.2 - Ilustração de uma PHES [50].

Os dois reservatórios encontram-se a cotas distintas, podendo ser de diferentes tipos, dependendo das

condições do terreno, por exemplo. Estes podem ser construídos de raiz ou, numa tentativa de redução

de custos, utilizando locais de armazenamento natural, como por exemplo lagoas para o reservatório

superior e, no caso do reservatório inferior, o próprio oceano [51].

No caso de utilização do oceano como reservatório a jusante, o sistema utiliza a água salgada para

armazenamento da energia, acarretando um desgaste maior nos equipamentos, devido à corrosão e

detritos, obrigando a um maior esforço e gastos na manutenção do mesmo [52].


11

A utilização de uma PHES com recurso a água salgada foi testada pela primeira vez em Okinawa, no

Japão, apresentado uma eficiência combinada de 77%. Ma et al. [51] referem que é uma solução

promissora para territórios insulares com difícil acesso à água doce. O armazenamento hídrico com

recurso a água salgada é designado, em inglês, como SPHS - Seawater pumped hydro storage [53].

Para além de servir como armazenamento, a tecnologia PHES ainda apresenta benefícios para sistemas

eléctricos com a sua produção flexível, balanceamento da rede e estabilização de frequência [54].

Devido às suas características, as PHES aparecem cada vez mais associadas a estudos com fontes

renováveis com produção variável, como é o caso da energia eólica [55], dependente do vento, e energia

fotovoltaica [56], que só produz durante o dia.

Assim, este sistema é apresentado como uma solução viável para reserva de energia e estabilização da

rede, complementando outras fontes e colmatando as necessidades típicas das ilhas electricamente

isoladas com elevada penetração de renováveis [57] [58].

Apesar de ser consensual a importância que as PHES têm em sistemas baseados em renováveis, é de

salientar que no futuro estas poderão tornar-se menos apelativas em relação a baterias convencionais.

Em 2014, Ma et al. [51] expõem quatro cenários em ilhas envolvendo a utilização de baterias e

armazenamento por PHES, de forma separada ou conjunta, concluindo que a tecnologia PHES é a mais

barata, dado o seu tempo de vida útil.

Todavia, já em 2018, Gioutsos et al. [4] apresentam a tecnologia PHES apelativa somente em cenários

com penetração de energia renovável acima de 70%, devido aos seus elevados custos de armazenamento.

É ainda referido que uma redução dos custos de investimento para armazenamento em baterias

electroquímicas à base de lítio entre 50 e 70% tornaria estas últimas mais aliciantes do que as PHES.

Perspectiva-se que a partir de 2024, possa já ser a escolha principal para redes eléctricas em ilhas [59].

2.3 Redes inteligentes de energia

A penetração de energias renováveis nas redes eléctricas está a aumentar, requerendo do sistema

eléctrico profundas mudanças ao nível da gestão e flexibilidade [60].

As redes inteligentes aliam um sistema de informação e comunicação às redes eléctricas convencionais,

tendo como objectivos o aumento do controlo e uma eficiente gestão da produção, distribuição e

consumo, criando condições para uma elevada produção renovável e inclusão do consumidor como parte

activa do sistema [5][61][62].

De forma a dotar as redes inteligentes de meios para colmatar a variabilidade das energias renováveis,

mais significativa em ilhas pequenas devido ao menor efeito de atenuação da mesma por dispersão

geográfica, é necessário inserir factores de estabilização no sistema, como seja a tecnologia PHES [62],

ou no futuro os veículos eléctricos (VE) [63].

De facto, o consumidor apresenta potencial na gestão do consumo via demand side management (DSM),

com recurso a sistemas de comunicação, contadores inteligentes, prestação de novos serviços e decisões

quase em tempo real em função de um consumo mais eficiente por via, por exemplo, de um sinal da

rede ou do preço, contribuindo para a diminuição da carga em horas de pico [61][64].


12

A Figura 2.3 ilustra uma rede inteligente de energia. A rede pode ser constituída por mais elementos do

que os apresentados, dependendo das especificidades de cada sistema.

Figura 2.3 - Ilustração de uma rede inteligente de energia [65].

2.4 Mobilidade eléctrica

De forma a concretizar os compromissos assumidos no domínio da sustentabilidade e descarbonização

da economia, protocolados no Acordo de Paris e nos Objectivos de Desenvolvimento Sustentável da

Agenda 2030, a par das mudanças na produção eléctrica é necessário aplicar reformas no sector dos

transportes, dado o seu elevado contributo na produção de gases de efeito de estufa [66][67].

Neste sentido, a introdução de veículos movidos a electricidade, designados por VE, assume particular

importância, pois ao poderem usar electricidade renovável tornam-se numa tecnologia essencialmente

não poluente durante o seu ciclo de vida, apresentando também melhorias de desempenho energético

por via de uma maior eficiência em comparação com veículos de combustão interna [68][69].

Correntemente, existem três tipos de veículos eléctricos: os eléctricos puros, só com bateria; os híbridos

com possibilidade de carregamento e ainda os híbridos sem essa possibilidade, que carregam uma

pequena bateria enquanto o motor de combustão interna está em funcionamento [70].

De forma sumária, os VE puros apresentam ainda uma autonomia limitada, e requerem carregamentos

demorados. Com o aumento de VE, surgem novos desafios para as redes convencionais, nomeadamente

no que concerne a problemas de estabilização, incremento do consumo e perdas no sistema [68].

Todavia, a autonomia não representa um problema em ilhas de menor dimensão, mesmo com relevos

acentuados. O Plano para a Mobilidade Eléctrica nos Açores (PMEA) refere que não existem limitações

em percursos inferiores a 160 km, e em percursos mais longos uma simples instalação de pontos de

carregamento intermédios devidamente planeados resolve a limitação [71].

Em territórios insulares com produção renovável estes desafios são mais significativos dado que a

energia é proveniente de fontes variáveis e qualquer variação de carga tem potencialmente um grande

impacto na estabilidade do sistema. A introdução de redes inteligentes, que possibilitam uma

comunicação entre produtor e consumidor, proporcionando um meio de gestão e controlo do consumo

e produção, são uma resposta a este desafio [71].


13

Esta solução, por sua vez, possibilita na relação consumidor-produtor utilizar baterias como forma de

armazenamento de electricidade em períodos de excesso de energia e, se em modo bidireccional, como

forma de injecção de energia em períodos de ponta e pico, contribuindo assim para um diagrama de

carga mais uniforme e estável. Esta interligação chama-se vehicle-to-grid (V2G) [68][72].

Para além desta tecnologia se assumir como um importante contributo na descarbonização e na

estabilização da rede, ela pode futuramente substituir os sistemas de armazenamento dedicados, como a

PHES, cuja instalação possui um elevado custo. Todavia, esta substituição ainda não é viável devido a

questões tecnológicas e aos avultados custos na produção dos VEs [73].

Existem dois tipos de carregamentos de VEs, dumb (rígido) e smart (inteligente). O carregamento dumb

é efectuado sem condicionantes, ocorrendo na maioria dos casos em horas de pico de consumo em que

as pessoas estão em casa, e.g. a partir do final da tarde, e nos seus locais de trabalho [71].

Por sua vez, o carregamento smart tem em consideração as horas de pico de consumo e concentra ou

dilata o carregamento ao longo de diversas horas de vazio e de potencial excesso de energia,

respectivamente. Para além destas considerações, nas horas de pico pode fornecer energia controlada à

rede eléctrica [71].

2.5 Outros casos de estudo

As ilhas, particularmente as de menor dimensão, como é o caso de algumas do Arquipélago dos Açores,

sofrem, maioritariamente, de uma forte dependência energética externa, tornando-as totalmente

dependentes das importações dos derivados de petróleo para fazer face às suas necessidades.

Com efeito, a procura de energia nestes territórios aumentou exponencialmente nos últimos 20 anos e

as especificidades das regiões insulares ultraperiféricas, afastadas das redes energéticas continentais,

implicam custos mais altos de aprovisionamento e conversão, devido ao transporte e à menor escala dos

mercados e das infraestruturas. Estes sobrecustos propiciam a valorização das fontes de energia

renováveis, aumentando a viabilidade da produção autónoma nas ilhas, tornando-a cada vez mais

aliciante do ponto de vista económico.

A par dos benefícios económicos, esta solução apresenta igualmente vantagens para o meio ambiente

ao permitir uma produção livre de gases de efeito de estufa, de baixo custo para o produtor e consumidor,

impulsionando a economia local e aumentando a qualidade de vida em território insulares.

De forma a complementar o exposto com exemplos, em seguida são referidos casos de estudo baseados

em diversas tecnologias, de acordo com as características de cada ilha, que têm por base as premissas

supracitadas, num panorama internacional e regional.

2.5.1 Internacionais

- Ilha de Reunião, França

A ilha de Reunião é uma região ultraperiférica, pertencente à França, que se localiza no Oceano Índico,

entre a Madagáscar e Maurícia. A ilha tem uma superfície de 2 512 km2 e, em 2015, possuía 843,500

habitantes [74].


14

Em 1980, a sua produção era composta exclusivamente por energia hídrica. Devido ao aumento

populacional, que duplicou desde essa altura, o sistema eléctrico passou a depender da importação de

combustível fóssil, registando em 2015 uma participação 86,1% na produção total [75].

Devido ao seu distanciamento ao continente europeu e França, não é possível interligar o sistema com

a rede nacional de energia. Para afastar a dependência de combustível fósseis, o governo francês

decretou que a ilha até 2030 tem de conseguir desenvolver um modelo com baixas emissões de CO2 que

abranja o sector eléctrico na produção, consumo e armazenamento, e também transportes [75].

O parque electroprodutor à data de 2015 era composto por tecnologia de produção eólica, PV, hídrica e

também fóssil. A eólica tinha uma capacidade instalada de 14,8 MW, PV de 186,6 MW e a hídrica de

133,6 MW, o restante era atribuído a combustíveis fósseis, nomeadamente, petróleo, carvão e gás natural

[75].

No caso de estudo apresentado por Praene et al. [76], é referido que a ilha de Reunião apresenta um rico

património de recursos naturais renováveis para produção de energia, destacando-se a energia eólica,

solar, biomassa, hídrica, geotérmica e ainda a oceânica, como as principais fontes de energia renováveis

a explorar.

Selosse et al. [75] utilizam o estudo anterior como base para o seu próprio estudo. Neste, é referido que

a biomassa irá assumir um papel importante na produção principal, utilizando a cana-de-açúcar como

fonte (actualmente já se encontra instalada a central de biomassa [77]) e que irá existir um aumento da

produção hídrica.

A energia geotérmica, de acordo com a mesma fonte, ainda se encontra em estudo, condicionado pela

pertença do vulcão a uma reserva protegida. Já a energia dos oceanos desdobra-se em duas vertentes, a

energia de ondas e a conversão de energia térmica oceânica, com estudos em desenvolvimento.

- Ilha de El Hierro, Espanha

A ilha de El Hierro situa-se no Oceano Atlântico, sendo a mais pequena do Arquipélago das Canárias.

Tem 268,7 km2 de superfície terrestre, 60% protegida, e 10.872 habitantes (2017) [78].

Antes do projecto de remodelação do sistema eléctrico, em 2009, a sua energia de base era fóssil,

nomeadamente diesel, com 55,6% para produção eléctrica, 29,9% para transportes, 12,1% para uso

industrial e residencial e 2,4% para dessalinização de água [78].

Este projecto de 2009 visava a construção de um sistema híbrido, baseado em energia hídrica, eólica e

diesel, com o objectivo de suprir 70% das necessidades anuais com recurso a energias renováveis e

100% durante o Verão, com introdução posterior de veículos eléctricos [77]. Incluía ainda um sistema

de armazenamento hídrico com bombeamento.

A central hidroeléctrica de Gorona del Viento foi inaugurada em 2014, permitindo que a ilha espanhola

suprisse parte significativa das suas necessidades energéticas com recurso a fontes de energia

renováveis, como evidencia Latorre et al. [79], fazendo uma avaliação técnica e económica sobre a

utilização do sistema eólico com armazenamento hídrico.


15

Esta central é actualmente composta por cinco turbinas eólicas com uma capacidade instalada total de

11,5 MW, uma central hidroeléctrica com quatro turbinas e oito bombas, com capacidades instaladas

totais de 11,3 MW e 6 MW, respectivamente, e dois depósitos de água, o superior com 380.000 m3 e o

com inferior 150.000 m3, com uma diferença de cota de 655 m [80], suprindo 2.300 horas anuais por

uma produção 100% renovável [81].

- Ilha de Kodiak, EUA

A ilha Kodiak pertence ao arquipélago Kodiak, que se situa no Golfo do Alasca ao largo da zona costeira

continental, no Oceano Pacífico. A ilha tem 9.311 km2 e 13.448 habitantes, e é a maior do arquipélago

[82].

Tradicionalmente a sua fonte de energia era o diesel, que servia para produção eléctrica, abastecer

transportes e aquecimento de espaços. Para evitar a dependência de combustível fósseis, em 1980 foi

iniciado o projecto hidroeléctrico de Terror Lake, com uma capacidade instalada aproximada de 20 MW

[83].

Actualmente, a central hidroeléctrica de Terror Lake tem uma capacidade instalada de 33,75 MW

dividida por três grupos de geradores [84] e um parque eólico composto por seis aerogeradores com

uma capacidade total de 9 MW [85][86]. O armazenamento de energia é efectuado por baterias e por

um sistema flywheel (ver Ref. [48] para mais detalhes) para responder à imprevisibilidade do vento, ao

tempo de arranque da central e à utilização de uma grua eléctrica com impactos na estabilidade no

sistema [86][87].

Em 2015 a produção anual de energia por fontes renováveis foi de 161 GWh para um consumo de 159

GWh, permitindo um sistema 99,8% renovável. A meta designada era de 95% até 2020 [84].

O consumo energético continuará a aumentar na ilha e, por forma a responder a esta necessidade, em

2018 encontrava-se em construção um túnel subterrâneo que irá desviar água para Terror Lake, fazendo

aumentar em 25% a sua produção eléctrica [88].

2.5.2 Nacionais

- Ilha de Porto Santo, Região Autónoma da Madeira

A ilha de Porto Santo faz parte da Região Autónoma da Madeira, situada no Oceano Atlântico, com uma

população de 5.483 habitantes (2011) e uma superfície terrestre de 42,59 km2. A rede eléctrica em 2017

era baseada em tecnologia termoeléctrica, eólica e PV, com uma produção renovável conjunta de 5,08

GWh, representando 16,6% da totalidade [89].

O Governo Regional da Madeira lançou em 2017 um concurso público para o projecto ‘Sustainable

Porto Santo - Smart Fossil Free Island’, que visa tornar a ilha do Porto Santo livre de combustíveis

fósseis [90].

Este projecto inclui o desenvolvimento e implementação de sistemas de armazenamento de energia, o

desenvolvimento de uma rede inteligente, o aumento da eficiência de edifícios e iluminação pública, o

aumento de penetração renovável e criação de postos de carregamento para VEs [90].


16

A sua implementação divide-se em duas fases. A primeira preconiza o incremento da produção

renovável de 15 para 30%, prevendo-se, na segunda fase, a introdução de redes inteligentes, sistemas de

armazenamento de energia e V2G, entre outros [91].

Actualmente, a rede inteligente, para gestão e controlo dos dados informáticos e comunicações,

encontra-se em desenvolvimento, incluindo a instalação de contadores de energia inteligentes [92].

Existem ainda VEs a circular na ilha e postos de carregamento inteligentes [93].

- Ilha da Graciosa

A ilha da Graciosa, com uma área de 60,65 km2 e uma população de 4.391 habitantes, está localizada

no grupo central da Região Autónoma dos Açores [94]. Em 2018, o seu consumo energético foi de 13,44

GWh, em que 3,1% proveio de eólica e os restantes da central termoeléctrica a diesel [95].

Para reduzir a dependência de combustíveis fósseis, em 2015 finalizou-se o projecto híbrido Graciólica,

visando a instalação de um parque eólico e PV, com capacidade de 4,5 MW e 1 MW, respectivamente,

com armazenamento por baterias de 2,6 MWh [96]. Segundo o caso da companhia Greensmith [97], em

2018 o armazenamento de baterias foi aumentado para 3,2 MWh, mas com o equipamento ainda off-

grid.

É referido que a penetração renovável irá passar de 15 para 65%, permitindo poupar 17.000 litros de

diesel por mês. Stenzel et al. [98] apresentaram um estudo sobre ciclos de vida de produção eléctrica

baseados neste aumento da produção renovável na ilha.

Na última fase de testes foi possível abastecer a ilha durante 24 horas recorrendo exclusivamente a

energias renováveis. Em Agosto de 2019 a Direcção Regional da Energia divulgou que o projecto já

possuía licença de exploração, permitindo assim a sua ligação à rede eléctrica local [99].

Constata-se, portanto, através das tecnologias e casos apresentados neste capítulo, que as regiões

insulares possuem ao seu dispor uma diversidade de soluções sustentáveis capazes de integrar sistemas

eléctricos que ainda são maioritariamente dependentes de combustíveis fosseis.


17

3 Caso de estudo: ilha do Pico

Neste capítulo caracteriza-se a ilha do Pico através do levantamento de dados relativos ao

enquadramento socioeconómico, territorial e climático. Também se apresentam as características da

rede eléctrica e dos transportes, e custos e emissões relacionadas com os consumos no sector doméstico

e industrial. Os dados apresentados são relativos a 2016 (ver Capítulo 4.1).

3.1 Caracterização socioeconómica e territorial

Localizada no Atlântico Norte, a ilha do Pico é a segunda maior do arquipélago dos Açores, com uma

superfície de 448 km2 e uma linha de costa com 152 km, atingindo uma cota máxima de 2.351 metros

no cume da montanha, o ponto mais alto de Portugal [100].

Com forma oblonga, mais larga a oeste e estreitando para oriente, a ilha possui 42 km de comprimento

e 15,2 km de largura. Situando-se a 28° 21′ de longitude oeste e a 38° 28′ latitude norte, com orientação

NNW-SSE, o Pico pertence ao Grupo Central da Região Autónoma dos Açores, distando 4,5 milhas

náuticas da ilha do Faial e 11 de São Jorge [100].

O Pico está administrativamente divido em três concelhos, nomeadamente Madalena, São Roque e

Lajes, os três com 14.148 habitantes, uma média de 2,8 habitantes/família e uma densidade populacional

de 31,8 habitantes/km2 [94][100].

Devido às características de terreno é possível dividir a ilha em duas zonas como mostra a Figura 3.1.

Figura 3.1 - Mapa topográfico da ilha do Pico [101].

A zona A ilustra um aumento moderado do declive desde orla costeira, enquanto que a zona B centra-

se num aumento brusco do declive numa superfície limitada. Na parte central da ilha, tendo a montanha

do Pico como referência, apresenta-se do seu lado nascente uma zona com uma altitude entre 700-900

metros formando um planalto, cuja orogenia é de erupções secundárias.

Por sua vez, as áreas próximas da orla costeira encontram-se dividida entre zonas de acesso facilitado

ao mar com pequenos prolongamentos de rocha submersa e de zonas com desnível acentuado de

profundidade, repartidos por toda a ilha [100].


18

A Figura 3.2 mostra a distribuição por tipo de área da ilha.

Figura 3.2 - Ocupação da superfície terrestre da ilha do Pico (km2) [100].

A principal actividade económica é a agro-pecuária, com 48,61% da superfície total da ilha destinada a

terreno agrícola e pastagem. Complementarmente, também o sector piscatório e o turismo são

fundamentais para a economia local, tendo este último registado um crescimento significativo nos

últimos anos [100][102].

A par da agro-pecuária, a generalidade da restante superfície terrestre é ocupada por área florestal e de

vegetação natural, correspondendo a 48,62% do total. Estas áreas localizam-se, de forma dispersa, ao

longo de toda a ilha, podendo ou não situar-se em Zonas de Protecção Especial (ZPE) ou em Zonas

Especiais de Conservação (ZEC), que correspondem a 33,7% e 34,9%, respectivamente, da superfície

terrestre total da ilha [100].

A área florestal é maioritariamente ocupada pelo incenso (Pittosporum undulatum), classificada como

uma espécie invasora, que ocupa 78,34% dessa área, seguido da Faia (Morella Faya), com 6,40%, e

Criptoméria (Cryptomeria japonica), com 5,62% [103]1.

As áreas urbanas e industriais apresentam uma ocupação reduzida, 2,9%. Os edifícios residenciais,

industriais e de serviços situam-se predominantemente junto à orla costeira, ao longo da estrada regional

e ramais adjacentes.

Devido ao consumo doméstico e à actividade económica e industrial, a ilha em 2016 produziu

aproximadamente 5.521 toneladas de RSU, em que 2.614 foram eliminadas em aterro. De acordo com

a Ref. [104], existiu uma redução gradual do RSU produzido desde 2014.

1 Existe uma pequena discrepância entre os valores da área florestal apresentados no PGRH-Pico e na Estratégia Florestal dos

Açores. Foi assumido que o valor a utilizar na Figura 3.2 seria 144,43 km2 de acordo com a primeira e para coesão dos valores

a apresentar, adoptou-se o valor 149,4 km2 no cálculo das percentagens de cada variedade de espécie florestal.

12.41

36.92

179.34

144.43

60.89

0.49 2.31 7.87 0.13

Urbano Agrícola Pastagem Florestal Vegetação

Natural

Industrial Incultos Áreas

descobertas

Lagoas


19

As lagoas ocupam 0,13 km2, e encontram-se na parte central da ilha, existindo três de maior dimensão,

nomeadamente, Lagoa do Caiado, do Paúl e do Capitão [100]. A Figura 3.3 mostra as alturas médias da

água nestas lagoas ao longo do ano, e as suas cartografias são apresentadas nos ANEXOS I, II e III.

Figura 3.3 – Altura média (m) de água em lagoas da ilha do Pico em 2016.

Da Figura 3.3 destaca-se que a Lagoa do Capitão é a que tem a maior média anual de altura de água,

com 1,92 m, seguida da Lagoa do Pául e da Lagoa do Caiado. Relativamente aos máximos e mínimos,

a Lagoa do Paúl apresenta o valor mais alto, 5,23 m nos meses de Inverno, e também apresenta em

conjunto com a Lagoa do Caiado o menor valor, não existindo água nestas lagoas em alguns períodos

do mês de Agosto.

3.2 Caracterização climática

Faz-se neste subcapítulo um resumo dos parâmetros climatológicos da ilha, dada a sua importância na

produção de energia renovável. Os dados apresentados referem-se a períodos históricos de trinta anos.

3.2.1 Humidade relativa do ar

A humidade relativa da ilha é predominantemente elevada ao longo do ano, com a sua média anual a

situar-se próxima dos 80%. Esta não apresenta variações bruscas na média ao longo do dia, contudo,

durante o período nocturno os valores são mais elevados do que no diurno, salvo excepção de dias de

nebulosidade completa sem vento [100]. Consoante a altitude, a humidade varia, aumentando com a

altitude.

3.2.2 Precipitação

A precipitação ocorre ao longo de todo o ano, apresentando valores periódicos mensais similares, salvo

nos meses de Inverno, em que a ocorrência é mais elevada e menores nos meses de Verão.

0.0

1.1

2.2

3.3

4.4

5.5

0.0

0.7

1.4

2.1

2.8

3.5

Máx

. e

min

. [m

]

Alt

ura

méd

. [m

]

Meses

Méd. Paúl Méd. Capitão Méd. Caiado Min. Caiado Máx. Caiado

Min. Paúl Máx. Paúl Min. Capitão Máx. Capitão


20

Ao nível do mar, a precipitação tende a ocorrer de Este para Oeste, com 75% a concentrar-se entre os

meses de Setembro e Março, caracterizada pela sua abundância e irregularidade. A precipitação aumenta

consoante a altitude, como consequência da nebulosidade orográfica [100].

A Figura 3.4 mostra os dados mensais referentes ao número de dias com ocorrência de precipitação e a

precipitação média mensal.

Figura 3.4 – Precipitação em Angra do Heroísmo: média mensal (mm) e nº médio de dias em que ocorreu entre 1971-2000

[105].

A média mensal ao longo do ano varia entre o valor máximo de 136,3 mm em Dezembro e o mínimo de

32,6 mm em Julho. A precipitação diária entre 0,1 e 1mm tem o maior número médio de dias de

ocorrência em todos os meses do ano, com o mínimo registado novamente em Julho, com 10,6, e o

máximo em Dezembro com 19,9. Os restantes valores apresentados também seguem o mesmo perfil ao

apresentar o mínimo em Julho e o máximo em Dezembro.

3.2.3 Temperatura do ar

A temperatura do ar é regular ao longo do ano, com as temperaturas médias mínimas e máximas a

ocorrer nos meses de Fevereiro e Agosto, respectivamente, com uma variação diária de cerca de 5 ºC.

Em altitude, o gradiente adiabático seco diminui a uma razão de 0,9 ºC cada 100 m até atingir o ponto

de orvalho a uma altura de cerca de 400 m, e a partir desse ponto a temperatura baixa a razão de 0,6

ºC/100 m [100].

0

5

10

15

20

25

0

30

60

90

120

150

Nº

méd

io d

e d

ias

Pre

cip

itaç

ão [

mm

]

Meses

Prec. Diária ≥ 0.1 mm Prec. Diária ≥ 1 mm Prec. Diária ≥ 10 mm Média mensal


21

A Figura 3.5 mostra a evolução anual da temperatura mensal média, média mínima e média máxima.

Figura 3.5 – Temperatura do ar em Angra do Heroísmo: média mínima, média e máxima (ºC) entre 1971-2000 [105].

A média mensal da temperatura apresenta o valor médio mínimo em Fevereiro, 11,1 ºC, e o máximo em

Agosto, 24,8 ºC. Ao longo do ano é possível verificar uma diferença de temperatura, entre máximos e

mínimos, de cerca de 5,1 ºC.

3.2.4 Radiação solar

A radiação solar directa média tende a ser baixa na ilha devido à nebulosidade orográfica e à elevada

humidade relativa do ar, característica da sua posição geográfica atlântica. A incidência solar é

predominantemente maior em áreas litorais comparativamente a áreas de maior altitude, existindo casos

pontuais em que a radiação apresenta valores elevados acima da cobertura das nuvens (montanha do

Pico ou quando as nuvens se encontram baixas) [100].

A Figura 3.6 mostra os valores médios mensais na ilha relativos à irradiação solar directa.

Figura 3.6 - Irradiação solar directa (kWh/m2/dia) na ilha do Pico: média mensal entre 1980-2016 [106].

A irradiação solar directa média apresenta o valor mínimo de 1,8 kWh/m2/dia, no mês de Dezembro, e

o máximo de 7,5 kWh/m2/dia, no mês de Julho.

0

6

12

18

24

30

Tem

per

atu

ra [

⁰C]

Meses

Temp. Máxima Temp. Mínima Temp. Média


22

A nebulosidade é caracterizada pelo índice de clareza do céu, em que este varia entre 0 e 1, representando

0 (zero) céu completamente nublado e 1 (um) céu limpo [107]. Para a Região Autónoma dos Açores, o

valor típico é de 0,35 com valores mais baixos nos meses de Inverno e maiores nos meses de Verão

[100].

A Figura 3.7 mostra a média mensal de nebulosidade para a ilha.

Figura 3.7 - Percentagem (%) de nebulosidade na ilha do Pico: média mensal entre 1980-2016 [106].

Durante os meses de Inverno, a ilha apresenta períodos médios de céu encoberto durante 64% do tempo,

diminuindo nos meses mais quentes para 25%. A ausência de nebulosidade durante os meses frios ocorre

somente em 15% do tempo, e nos meses de Junho, Julho e Agosto este seu valor aumenta para cerca de

40%.

3.2.5 Velocidade do vento

À semelhança dos parâmetros anteriores, o vento, nomeadamente a sua velocidade e frequência, depende

da geografia e envolvente. A ilha do Pico, a par de todas as outras ilhas do arquipélago, é sujeita a ventos

provenientes do anticiclone dos Açores e frente polar [100].

A velocidade do vento tende a ser mais baixa nos meses de Verão e maior nos de Inverno, registando-

se também um aumento com a altitude. Para além dos fenómenos naturais referidos, a velocidade sofre

ainda alterações com a passagem de tempestades tropicais [100].


23

A Figura 3.8 ilustra, através da média mensal, a variação da velocidade do vento ao longo do ano.

Figura 3.8 - Velocidade do vento (m/s) na ilha do Pico: média mensal entre 1980-2016 [106].

A velocidade do vento apresenta o valor médio mensal máximo em Dezembro com 8,0 m/s e o médio

mensal mínimo em Julho com 4,2 m/s, em que os meses entre Maio e Setembro apresentam velocidades

mais baixas. As áreas em torno da média mensal realçam a variação de velocidade ocorrida, desde

máximos médios que atingem 13 m/s a mínimos médios de 2 m/s.

3.2.6 Ondulação

A ondulação ao largo da ilha do Pico apresenta uma orientação e ocorrência predominantes de Noroeste

e Oeste, onde se registam os períodos de maior energia, característicos de um regime energético elevado

[100]. O regime energético é afectado ao longo da orla costeira por fenómenos como o empolamento,

refracção, difracção ou reflexão [100].

A Figura 3.9 e Figura 3.10 mostram, respectivamente, a altura significativa média (Hs) e período médio

(Tp), ao largo da zona costeira da ilha.

Figura 3.9 – Altura significativa (m) na ilha do Pico: média diária entre 1979-2014 [108].


24

Figura 3.10 – Período (s) na ilha do Pico: média diária entre 1979-2014 [108].

Nas figuras verifica-se que tanto Hs como Tz apresentam valores mais elevados nos meses Inverno e

menores nos meses de Verão, com comportamentos semelhantes de ano para ano. Assume-se que o

período com maior potencial energético da ondulação é o intervalo dos meses de Inverno, por apresentar

os valores mais elevados em altura significativa e período.

3.3 Rede de Energia

3.3.1 Consumo eléctrico

O consumo eléctrico total na ilha do Pico, no ano de 2016, foi de 40,89 GWh [109].

A Figura 3.11 mostra a distribuição do consumo entre os diversos sectores, verificando-se que a maior

fatia se regista no sector doméstico, com 39,3%, seguida do sector do comércio e serviços, com 28,8%,

do sector industrial, com 17,7%, e por fim o consumo próprio da EDA – Electricidade dos Açores, com

0,2%.

Figura 3.11 - Consumo anual por sector na ilha do Pico em 2016 [110].

Os sectores representados correspondem ao consumo eléctrico em baixa (BT) e média tensão (MT)

aglomerados, representando o primeiro cerca de 75% e o segundo os restantes 25%.

Domésticos39.3%

Comércio/Serviços

28.8%

Serviços públicos7.1%

Industriais17.7%

Iluminação Pública6.9%

Consumo próprio0.2%


25

A Figura 3.12 mostra numa análise mais detalhada do consumo mensal de cada sector em 2016. O

consumo atingiu o máximo de 3.720 MWh em Agosto, e um mínimo em Fevereiro, com 3.129 MWh.

Figura 3.12 - Consumo eléctrico mensal de cada sector na ilha do Pico em 2016 [127-138].

Na Figura 3.13 são apresentados os diagramas de carga para dias típicos, representativos de cada uma

das estações do ano.

Figura 3.13 - Diagrama de carga de dias típicos da ilha do Pico em 2016 [122].

Os diagramas de carga característicos de 2016 apresentam o consumo mais elevado durante o Inverno e

Verão, com cerca de 4,5 MW, e o menor ocorre na Primavera, próximo de 2,0 MW. O mais elevado

consumo de energia regista-se à quarta-feira, e o mínimo ao domingo.

0

800

1600

2400

3200

4000

Co

nsu

mo

[M

Wh

]

Meses

Domésticos Comércio/Serviços Serviços Públicos Industriais Iluminação Pública Consumo próprio


26

3.3.2 Produção eléctrica

O sistema electroprodutor da ilha do Pico é composto pela Central Termoeléctrica do Pico e pelo Parque

Eólico Terras do Canto, contando em 2016 com uma potência instalada de 16,76 e 2,4 MW,

respectivamente, e uma produção eléctrica de 45,85 GWh. A produção de energia através de

microgeração e da central de CAO do Pico representa cerca de 0,05 GWh, sendo que a central das ondas

não é considerada como parte do sistema electroprodutor pelas razões apresentadas no Capítulo 2.1.3

[110].

A central termoeléctrica a fuelóleo é a principal produtora de energia, representando 86,5% de toda a

produção, o que equivale a 39,64 GWh de electricidade produzida em 2016. A infraestrutura é composta

por sete geradores, estando sobredimensionada para fazer face ao crescimento futuro de consumo e de

forma a ter capacidade de satisfazer o consumo de ponta. Actualmente a central tem a capacidade de

satisfazer o consumo de ponta com dois grupos indisponíveis (segurança n+2), com um factor de

capacidade de 0,27. De acordo com os dados providenciados, a central termoeléctrica apresentou em

2017 uma eficiência ponderada de 0,39, e 20.891 horas de funcionamento entre todos os grupos de

geradores2.

O parque eólico Terras do Canto, por sua vez, é constituído por oito aerogeradores E-30 da Enercon,

cada um com uma potência instalada de 300 kW e uma subestação de tratamento de energia. A produção

eólica em 2016 representou 13,4% de toda a electricidade produzida, correspondendo a 6,15 GWh [109].

A Figura 3.14 mostra a distribuição da produção eléctrica da ilha, em percentagem.

Figura 3.14 - Produção eléctrica por fonte na ilha do Pico em 2016 [110].

2 Informação cedida pela EDA após solicitação de uma justificação sobre o sobredimensionamento da central termoeléctrica.

Termoelétrica

86.47%

Eólica

13.42%

Microgeração

0.01%

Ondas

0.10%


27

A distribuição da produção por meses apresenta um perfil semelhante ao do consumo, como mostra a

Figura 3.15. A energia eólica apresenta a maior produção durante o mês de Janeiro, 857,22 MWh, e a

menor no mês de Julho, 339,43 MWh.

Figura 3.15 - Produção anual por sector na ilha do Pico em 2016 [110].

A energia produzida através da central de ondas não tem expressão de forma a aparecer na figura. Apesar

de interrupções constantes no seu funcionamento, em 2016 produziu cerca de 45 MWh.

3.3.3 Transporte e distribuição de energia

Para além da central termoeléctrica, a ilha dispõe de três subestações distribuídas pelos três concelhos,

estando a subestação de São Roque integrada na central [122].

A rede de transporte é caracterizada por uma ligação MT a 30 kV que interliga as diversas subestações

percorrendo a parte central da ilha e ainda efectuando a ligação ao parque eólico através da sua

subestação elevadora de 0,4 para 30 kV. A extensão de rede ocupa 33,05 km e actualmente está em

construção uma segunda rede de transporte em MT semelhante à primeira [122].

As subestações de cada concelho compõem a rede de distribuição ao redor da ilha, reduzindo a tensão

de 30 para 15 kV e ocupando uma extensão terrestre de 188,83 km [122].

3.4 Transportes e combustível fóssil

Por tratar-se de um território insular, a ilha do Pico sofre uma elevada dependência de combustíveis

fósseis, quer para a produção de electricidade, quer para fazer face ao consumo diário de transportes e

gás engarrafado destinado ao aquecimento de águas sanitárias ou cozedura de alimentos.

O transporte de combustível é realizado até à ilha de São Miguel e Terceira, sendo posteriormente

distribuído para as restantes ilhas e armazenado em depósitos mais pequenos. A responsabilidade do

abastecimento da ilha do Pico é da empresa REPSOL [123]. Em 2016 a ilha do Pico registou um

consumo de combustíveis fósseis de acordo com a Tabela 3.1.

0

1000

2000

3000

4000

5000

Pro

du

ção

[M

Wh

]

Meses

Termoeléctrica Eólica Microgeração Ondas


28

Tabela 3.1 - Consumo (parcial) de combustíveis fósseis na ilha do Pico em 2016.

Sector Tipo de combustível Consumo em 2016 Fonte

Rodoviário3 Gasolina s/chumbo 95 [l] 2.618.807 [124]

Gasóleo [l] 6.777.484 [124]

Eléctrico Fuelóleo [ton] 9.059 [124]

Doméstico Gás butano [ton] 540 [125]

Na Tabela 3.1 destaca-se o elevado consumo rodoviário de gasóleo, quase três vezes mais que a gasolina,

devido principalmente à agro-pecuária, e o consumo de nafta da central termoeléctrica, com 9.059 ton.

É ainda de salientar que a EDA possui um gerador móvel4 para apoio que funciona a gasóleo, mas com

uma utilização e consumo reduzidos comparativamente à nafta [122].

Os gastos rodoviários de gasóleo e gasolina sem chumbo, após conversão5, traduzem-se em 91 GWh de

energia consumida, utilizando aproximadamente 9,4 milhões litros de combustível proveniente de fontes

não renováveis. A ilha do Pico tem um índice de 0,7 veículos/habitante, o que se traduz numa frota

automóvel aproximada de 9.904 veículos [71].

O gás é a forma de energia com menor expressão, apresentado um consumo de 540 toneladas. O seu

fornecimento é realizado através de gás engarrafado de butano, correspondendo a um consumo

energético de 6,86 GWh (vide Capítulo 4.2.1).

3.5 Custos

No que concerne aos custos de aquisição de combustível, a Região Autónoma dos Açores é onerada de

custos adicionais em relação a Portugal Continental por via do custo do transporte, distribuição e

armazenamento para e nas ilhas [126].

A Tabela 3.2 apresenta para a ilha do Pico os custos de cada combustível, sem taxas e margens de lucro,

e o montante final gasto em cada sector no ano de 2016.

3 Considerou-se que não existia diferença entre os veículos ligeiros, pesados e agrícolas, por forma a simplificar os cálculos

apresentados. Esta consideração é utilizada no cálculo dos custos, pelo que se admite que o valor não represente totalmente o

panorama real dos veículos. 4 O gerador móvel não é contemplado nos cálculos. 5 Considerou-se que 0,855 tep equivale a 1000 litros de gasóleo, 0,784 tep a 1000 litros de gasolina e 1 tep a 11,63e3 kWh

[154][155].


29

Tabela 3.2 – Estimativa do custo unitário de combustível, transporte, descarga e armazenamento por sector na ilha do Pico

em 2016.

Sector Combustível Custo

unitário

CT [€/ton] D&A [k€] Custo

final

[M€]

Fonte 1º

Porto

2º

Porto

1º

Porto

2º

Porto

[€/l]

Rodoviário

Gasolina s/

chumbo 95 0,47 8,74 9,23 117,29 123,85 1,50

[123]

[127]

Gasóleo 0,50 9,00 9,50 120,79 127,55 3,75

[€/kg]

Eléctrico Fuelóleo 0,47 23,40 0,00 279,55 295,20 5,02

Doméstico Gás butano 0,65 11,68 12,33 156,71 165,48 0,69 [128]

Total 10,96

A Tabela 3.2 apresenta os custos unitários associados à insularidade e dispersão, o último englobando

os custos de transporte (CT) e de descarga e armazenamento (D&A) na chegada ao primeiro porto (São

Miguel) e o reencaminhamento para o segundo (Pico). Devido à escassez de informação sobres estes

custos, é necessário aplicar algumas considerações, nomeadamente: os valores sublinhados foram

apurados com base nas referências; as densidades da gasolina e gasóleo são, respectivamente, 0,75 e

0,84 kg/l [129]; o gasóleo e fuelóleo são de mistura (gasóleo: 93,25% gasóleo, 6,75% biodiesel [123];

fuelóleo: 82,8% fuelóleo, 17,2% gasóleo) [130]. Para o gás butano engarrafado só foi possível apurar o

preço unitário até Lisboa. O custo total dos combustíveis é de 10,96 M€/ano, em que o sector rodoviário

representa 47,90% e o eléctrico 45,80%. O gás butano engarrafado aparece em último lugar com um

custo anual de 686 mil euros.

Para uma avaliação dos custos associados à central termoeléctrica e também do parque eólico, apresenta-

se na Tabela 3.3 o LCOE (Capítulo 4.3.3) de ambos e global.

Tabela 3.3 - Estimativa do LCOE térmico, eólico e global na ilha do Pico em 2016.

Características Termoeléctrica Eólica

Custo de instalação [M€] 7,46 4,30

Custos de O&M [M€] 0,42 2,58

Energia produzida [GWh] 792,85 123,09

Taxa de desconto [%] 7,5 7,5

Custo combustível [M€] 100,30 -

Tempo de vida [Anos] 20

LCOE individual [€/kWh] 0.136 0.056

LCOE global [€/kWh] 0.126


30

Para os valores constantes da tabela assumiu-se que a central termoeléctrica teria um custo unitário de

instalação de 333 €/kW [13], com custos de operação e manutenção de 1 €/hora, e que o custo unitário

do parque eólico é de 1.793 €/kW, ambos incluindo um factor de insularidade de 1,337 [131], a operação

e manutenção anual correspondendo a 3% dos custos de instalação e um custo anual de fuelóleo,

calculado anteriormente, de 5,02 M€. Os valores apresentados nos custos de O&M e combustível, bem

como a energia produzida, são relativos ao tempo de vida comparativo a 20 anos com uma taxa de

desconto de 7,5% (ver Capítulo 4.3.3).

A título de comparação entre o LCOE da central fóssil e da renovável, observa-se uma discrepância de

41% entre ambos. O elevado LCOE da central termoeléctrica, como já referido anteriormente, advém

principalmente dos elevados custos do combustível e da ultraperiferia da região.

O LCOE final por sua vez tende para um valor mais próximo do da central fóssil devido a uma maior

parcela (86,5%) de energia produzida através da mesma.

3.6 Emissões de CO2

Dada a sua posição geográfica e os múltiplos ecossistemas existentes, o arquipélago dos Açores será

fortemente afectado pelas alterações climáticas e consequente aquecimento global. É, portanto,

imperativo que mudanças ocorram nos sectores poluentes e, no caso das ilhas, mais propriamente nas

da Região Autónoma dos Açores, estas passem pela redução de gases de efeito de estufa na sua maioria

provenientes do sector eléctrico, rodoviário e agrícola. Este último sector não é abrangido no trabalho

por não integrar o sistema eléctrico, contudo, estima-se que as suas emissões sejam superiores a 85 kton

CO2e [132][133].

A Tabela 3.4 apresenta as emissões de CO2 equivalente para os principais sectores poluentes na ilha do

Pico.

Tabela 3.4 - Emissões de CO2 equivalente por sector na ilha do Pico em 2016.

Sector Fonte de emissão Factor de emissão Emissões [kton CO2e] Fonte

[kg CO2e/tep]

Rodoviário Gasolina 2893,3 5,94 [134]

Gasóleo 3098,2 17,95 [134]

[g CO2/kWh]

Eléctrico Fuelóleo 689,5 31,61 [109]

[kg CO2e/GJ]7

Doméstico Gás butano 63 1,56 [134]

Total 57,06

De acordo com a mesma tabela, o sector eléctrico é a principal fonte de emissões de gases de efeito de

estufa, com o valor anual de 31,61 kton, seguido do sector rodoviário com 23,89 kton e, por último, o

sector doméstico com 1,56 kton. A ilha, no total, nos sectores identificados produziu cerca de 57,06 kton

de CO2e em 2016.


31

4 Métodos

Neste capítulo apresenta-se a metodologia aplicada ao presente caso de estudo, dividida entre a

ferramenta computacional de simulação energética que foi adoptada e a análise económica,

nomeadamente o custo normalizado de energia.

A caracterização da ferramenta, EnergyPLAN, será realizada descrevendo-o de forma geral e específica,

mostrando as suas potencialidades e limitações. Serão ainda enunciados os dados necessários para a

modelação.

O capítulo é conclui com a apresentação dos métodos usados na componente económica da análise.

4.1 EnergyPLAN

A ferramenta de simulação adoptada foi o EnergyPLAN (EP) [135], um programa informático

desenvolvido pela Universidade de Aalborg, na Dinamarca, com a finalidade de criar, optimizar e

analisar modelos de sistemas energéticos com base numa avaliação técnica e económica. O programa

opera a partir da inserção de dados (inputs) e devolve balanços de energia (outputs) [136].

Consideram-se inputs todos os dados requeridos antes da simulação. Os principais são valores do

consumo, capacidade instalada, distribuições horárias anuais, parâmetros de estabilização da rede e

demais informação de sistemas de transporte, calor centralizado, etc. [136].

Os dados inseridos podem ser de natureza simples, como o consumo bruto anual e a capacidade instalada

de cada tecnologia, ou de natureza mais complexa, como a distribuição anual, que requerem a criação

de ficheiros de texto externos. O objectivo das distribuições é representar o consumo ou produção rígidos

ao longo do ano (e.g. fontes de energia renováveis), tendo que conter 8.784 valores (número de horas

de um ano bissexto) [136].

Os outputs, por sua vez, são os resultados do balanço energético horário e anual do consumo e produção.

Estes dados podem ser gerados sob a forma de um balanço energético geral com médias mensais e anuais

ou exportado para uma folha de cálculo para uma análise e tratamento detalhados.

A Figura 4.1 mostra os componentes do funcionamento interno do EP e a sua relação.

Figura 4.1 - Ilustração geral dos componentes utilizados no EnergyPLAN e sua articulação [136].


32

A figura mostra os componentes gerais, identificando com moldura preta mais grossa os componentes

específicos que serão utilizados no presente estudo, nomeadamente, as fontes de energia renováveis, a

central termoeléctrica (PP), o consumo normal e flexível, o armazenamento eléctrico e o V2G.

O EP é um software completo para simulação e análise de sistemas de energia, incluindo eléctricos, de

dimensão menor ou maior, com ênfase para as simulações com elevada penetração renovável não

despachável. O programa é de utilização gratuita e interface amigável e intuitivo [136].

Em contrapartida, o seu código-fonte não é aberto, o que impõe restrições inultrapassáveis. Um exemplo

é o da modelação de centrais termoeléctricas, que produzem na simulação tanta energia tanto quanto for

necessário, não sendo possível a sua limitação por via do recurso disponível [137]. A versão do

EnergyPLAN utilizada foi a 14.2.

4.1.1 Aspectos gerais

Apresenta-se seguidamente os aspectos gerais da simulação, com considerações necessárias a uma

correcta simulação em EP e análise de dados.

a) Estabilização da rede

O EP em ‘Balancing and Storage -> Electricity’, disponibiliza várias opções de critérios de estabilização

da rede, como mostra a Figura 4.2. Os parâmetros destacados na figura, são adoptados nas simulações.

Figura 4.2 - Requisitos para estabilização da rede eléctrica [136].

O minimun grid stabilisation share é a fracção total de energia produzida a cada hora que tem

obrigatoriamente de advir de uma unidade com capacidade estabilização da rede (e.g. PP, biomassa).

Este valor em redes pequenas, com fraca inércia, como a da ilha do Pico, deve tomar valores

relativamente altos [136]. Para além desta configuração de estabilização, é ainda possível indicar a

fracção com capacidade de estabilização que provém de fontes de energia renováveis não controláveis

e controláveis, com uma variação entre 0 e 1.

O stabilisation share smart charge EV and V2G é específico dos VEs com carregamento inteligente e

V2G, com a possibilidade de se definir a fracção de estabilização que proporcionam [136].


33

Por último, o minimum PP é o valor mínimo horário que a central termoeléctrica tem obrigatoriamente

de produzir, expresso em kW, de maneira a cumprir os seus constrangimentos técnico-operacionais

[136].

No balanço final da simulação a estabilização da rede é apresentada desagregadamente. Caso existam

horas com valor menor que o requerido, a simulação apresenta o erro ‘Grid Stab. Problem’ [136].

b) Alerta - Excesso crítico de produção eléctrica

O excesso crítico de produção eléctrica, critical excess electricity production (CEEP) na nomenclatura

do programa, é o aviso apresentado no balanço de energia final sob a forma de ‘Critical Excess’,

significando que a capacidade de escoamento da energia foi excedida em uma ou mais horas, após

consumo e armazenamento (e.g. hídrico e em VEs). Este aviso, ao contrário dos outros, não invalida a

simulação [136]. O CEEP é neste caso tratado como potencial energia inaproveitada.

c) Alerta - Importação de electricidade

A incapacidade de o sistema satisfazer o consumo é apresentada através do aviso ‘PP/Import problem’.

A forma mais directa da sua resolução é através do aumento da capacidade instalada [136]. Por tratar-

se de um sistema isolado, não é possível importar energia de forma a equilibrar o balanço energético

final.

d) Limitações na análise

Devido a limitações no EP, algumas análises fizeram-se externamente ao programa, nomeadamente:

• Curtailment – Análise detalhada do CEEP, com apresentação da percentagem de

energia não útil potencialmente gerada por cada fonte de energia renovável;

• Económica – Análise do LCOE, que possibilita a comparação entre tecnologias de

natureza distinta;

• Emissões de CO2 – Análise da redução das emissões de CO2 com a introdução de fontes

de energia renováveis, em relação às emissões iniciais aferidas.

Somente a análise económica requer uma apresentação detalhada da metodologia aplicada; as restantes

são obtidas com recurso a cálculos matemáticos simples.

4.1.2 Calibração do modelo

A calibração de um modelo tem como objectivo a obtenção, mais precisa possível, de valores simulados

similares aos documentados. Este processo é realizado através de repetidos ajustes ao modelo.

Os parâmetros considerados na validação do modelo para a ilha do Pico são relativos ao ano de 2016,

tendo em conta os prossupostos necessários à simulação computacional e informação disponível. Os

parâmetros utilizados são o consumo eléctrico simples, a produção individual de cada tecnologia, a

fracção renovável e o excesso de energia.


34

A produção existente à data incluía, além da PP termoeléctrica e parque eólico, uma pequena parte

proveniente de microgeração e da central de ondas, correspondente a 0,11% (Capítulo 3.3.2). A

microgeração não foi considerada por se tratar de uma produção não discriminada nos dados que são

disponibilizados pela operadora da rede eléctrica, impossibilitando o seu apuramento numa base horária

[110]. No caso da central de ondas, não foi considerada porque a empresa responsável pela

administração do projecto, a WavEC, não mostrou abertura quando contactada, para a cedência dos

dados relativos à produção. Contudo, esta energia é desprezável face ao total.

A calibração do modelo é iniciada pela apresentação do consumo simples da ilha, em 2016, que foi de

40,89 GWh, e ocorreu como mostra a Figura 4.3 (potência normalizada ao máximo).

Figura 4.3 - Distribuição do consumo simples anual.

No dimensionamento da PP termoeléctrica considerou-se uma capacidade instalada de 16,76 MW e uma

eficiência ponderada de 0,39 (Capítulo 3.3.2). A capacidade instalada da produção eólica considerou-se

ser 2,4 MW, e a sua série temporal de produção é como mostra a Figura 4.4.

Figura 4.4 - Distribuição da produção eólica anual.

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Horas


35

Na estabilização da rede, a cargo da PP termoeléctrica, utilizou-se um factor de 0.77 e uma produção

mínima horária de 1,81 MW. O factor de estabilização foi obtido tentativamente, através de várias

simulações no EP, de maneira a aproximar a produção simulada o mais possível da real. A produção

mínima da PP foi obtida identificando o valor mínimo histórico horário produzido no ano todo.

Os parâmetros comparativos seleccionados para a calibração do modelo são apresentados na Tabela 4.1.

Tabela 4.1 – Parâmetros comparativos utilizados na validação do modelo.

Parâmetros Real 2016 Simulado 2016 Diferença [%]

Consumo Simples [GWh] 40,89 40,89 0,00

Produção PP termoeléctrica [GWh] 39,64 39,64 0,00

Eólica [GWh] 6,15 6,30 +2,40

Fracção renovável [%] 13,42 13,71 +2,10

Diferença CEEP [GWh] 4,96 5,05 +1,80

Na tabela verifica-se que o consumo simples e a produção da PP termoeléctrica não apresentam

diferenças entre o real e o simulado. A produção eólica apresenta um desvio por excesso de 2,4% que

influencia a fracção renovável e o excesso de energia simulado. A média das diferenças individuais dos

parâmetros é de 1,3%.

A Figura 4.5 apresenta as curvas de duração de carga da PP termoeléctrica e do parque eólico.

Figura 4.5 – Curva de duração de carga da PP termoeléctrica e eólica, reais e simuladas.

A curva de potência eólica apresentada na figura não revela variações significativas entre a real e a

simulada. Contudo, a da PP termoeléctrica apresenta uma visível, embora pequena, diferença entre as

6.900 e 8.500 horas, apesar de a sua produção total ser igual. A potência eólica nunca ultrapassa os 2.300

kW, com valores nulos como mínimo, e a PP termoeléctrica, apresenta uma diferença no valor máximo

de 100 kW e no mínimo de 200 kW, ambos por excesso no modelo simulado.

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36

4.2 Definição e modelação dos cenários

A modelação fez-se através do estabelecimento de cenários cumulativos, divididos em três grupos

consoante as suas características específicas:

• Cenários 1 e 2 - Introdução de novas fontes de energia renováveis ou aumento de capacidade

das já existentes;

• Cenário 3 – Introdução de armazenamento hídrico com bombagem reversível;

• Cenários 4.1 e 4.2 – Introdução de VEs a 50 e 100% da frota total na ilha, respectivamente.

As capacidades instaladas de cada tecnologia são identificadas consoante o consumo eléctrico em cada

cenário e a estabilização requerida para o funcionamento adequado da rede eléctrica.

A Figura 4.6 apresenta a esquematização do processo.

Figura 4.6 - Esquematização dos cenários definidos e a sua modelação.

Na montagem dos cenários e simulações utilizaram-se os dados disponibilizados pela EDA do parque

electroprodutor e respectivas séries horárias históricas de produção.

4.2.1 Cenário 1 – Fotovoltaico, Eólica e Ondas

No Cenário 1 procedeu-se à substituição da energia por gás butano engarrafado por electricidade, bem

como ao aumento de fontes de energia renováveis, nomeadamente fotovoltaico e ondas. O consumo de

gás butano engarrafado foi considerado como usado para o aquecimento de águas sanitárias (AQS) e

confecção alimentar, correspondendo ao primeiro 65% e ao segundo 35%. A distribuição foi aferida

com base num pequeno levantamento local, derivado à inexistência de outras fontes.

Cenário 1 - Introdução de PV e ondas na produção e gás butano no consumo.

(Diminuição da produção termoeléctrica e substituição do gás butano por consumo eletrico)

Cenário 2 - Introdução da biomassa e RSU na produção.

(Substituição total da central termoeléctrica por fontes de energia renováveis)

Cenário 3 - Introdução de armazenamento hidrico com bombagem reversível.

(Armazenamento de energia não-despachavel e aumento da estabilização da rede eléctrica)

Cenário 4.1 e 4.2 - Introdução de VEs a 50 e 100% no consumo e armazenamento.

(Aumento do consumo energético, armazenamento e estabilização da rede eléctrica)


37

De acordo com o consumo anual de gás butano engarrafado (Capítulo 3.4), calculou-se que o seu

equivalente eléctrico seria de 6,86 GWh. Assumindo uma equivalência de 12,70 kWh/kg de gás butano

[138], um rendimento de 86% para os esquentadores [139] e de 60% para os fogões [140], bem como a

distribuição aferida anteriormente, obteve-se uma fatia de 3,83 GWh para AQS e uma de 1,44 GWh

para confecção alimentar.

O AQS foi considerado como consumo flexível a um dia no EP, com uma capacidade instalada de 10,11

MW, obtida em função do número de habitantes e a média familiar, admitindo um termoacumulador de

2 kW por família. O consumo da confecção alimentar, por sua vez, foi adicionado ao consumo simples

já existente, que passou para 42,33 GWh/ano.

A Figura 4.7 apresenta a nova distribuição do consumo simples anual.

Figura 4.7 - Distribuição do novo consumo simples anual.

Relativamente à produção eléctrica, considerou-se que a produção térmica corresponderia a

aproximadamente a 35% do consumo total, eólica e fotovoltaica a 30%, cada uma, e a produção a partir

das ondas a 5%, dada a baixa maturidade da tecnologia. Esta estratégia foi desenvolvida através de um

processo de optimização que permite construir uma base de produção eléctrica diversificada,

aproveitando as vantagens de cada tecnologia.

Em comparação com o modelo calibrado, a PP não sofreu alterações na capacidade instalada e

eficiência, mas a capacidade eólica instalada aumentou para 5,4 MW, de acordo com a estratégia

implementada.

A série de produção de PV foi obtida recorrendo ao System Advisor Model (SAM) [141], considerando

uma capacidade instalada de 8,3 MW.

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38

A Figura 4.8 mostra a produção PV normalizada ao longo do ano.

Figura 4.8 - Distribuição da produção PV anual.

Para a energia das ondas foi considerado uma capacidade instalada de 5,6 MW. Dadas as condicionantes

para a obtenção de dados, não foi possível construir uma lista de distribuição com valores provenientes

da ilha do Pico. Em alternativa, utilizou-se uma série temporal genérica de produção normalizada

referente ao ano de 2014, com o devido preenchimento do dia 29 de Fevereiro com recurso a

interpolação de valores. A Figura 4.9 mostra essa série.

Figura 4.9 - Distribuição da produção das ondas anual.

Comparando esta figura com a Figura 3.9 e Figura 3.10 (Capítulo 3.2.6), verifica-se que o potencial das

ondas ao largo da ilha do Pico deverá ser superior ao assumido, dado a maior uniformidade de valores

ao longo do ano, o que torna a análise conversadora.

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39

Por último, o factor de estabilização da rede foi reduzido para 0,2 (valor mínimo possível considerado

adequado [136]) e a produção mínima da PP termoeléctrica manteve-se inalterada por se tratar da única

fonte de estabilização de que o sistema dispõe.

A Tabela 4.2 apresenta o resumo dos parâmetros mais relevantes considerados no Cenário 1.

Tabela 4.2 - Resumo dos parâmetros relevantes do Cenário 1.

Consumo Simples [GWh] 42,33

Flexível [GWh] 3,83

Capacidade instalada

Flexível [MW] 10,11

Eólica [MW] 5,40

PV [MW] 8,30

Ondas [MW] 5,60

PP termoeléctrica [MW] 16,76

PP termoeléctrica Produção mínima [MW] 1,81

Factor de estabilização [%] 20

4.2.2 Cenário 2 – Biomassa residual florestal e Resíduos sólidos urbanos

No Cenário 2 assumiu-se a substituição da PP convencional por uma a biomassa florestal residual e

RSU, procedendo-se ao dimensionamento da sua capacidade. Antes do dimensionamento, é necessário

calcular o recurso disponível, considerado ser o incenso (Pittosporum undulatum), espécie invasora na

Região Autónoma dos Açores, e os RSU produzidos pelos habitantes locais.

De acordo com Lourenço et al. [142], o potencial energético anual de incenso na ilha do Pico, numa

cultura rotativa a 10 anos, é de 95,5 GWh/ano com uma área de exploração correspondente de 7,61 km2.

Os RSU, por sua vez, têm um potencial energético de 6,54 GWh/ano, assumindo uma produção de

resíduos para eliminação em aterro de 2.614 ton [104] e um PCI - Poder Calorífico Inferior de 9 MJ/kg6

[143].

Identificou-se, primeiramente, que a produção da PP de biomassa residual florestal e RSU

corresponderia a 16,17 GWh/ano, valor representativo de 35% do consumo total. Da produção

necessária, considerou-se prioritário o potencial energético dos RSU em relação à biomassa florestal

residual.

6 1 MJ equivale a 0,2778 kWh [156].


40

Desactivando a PP fóssil na simulação, foi possível apurar um défice de energia de 17,81 GWh/ano e a

respectiva série temporal de défice. A série temporal de produção da central a biomassa e RSU

considerou-se proporcional a essa série, escalada para os valores correctos multiplicando todos os

valores originais por um coeficiente de 0,91 (a razão entre 16,17 e 17,81 GWh/ano). Esta série é depois

usada como input no EnergyPLAN, tratando-se a central térmica a biomassa e RSU numa segunda

simulação como uma central não despachável.

A Figura 4.10 apresenta a série temporal considerada para a PP de biomassa e RSU.

Figura 4.10 - Distribuição anual da produção conjunta de biomassa florestal residual e RSU.

O dimensionamento ficou concluído ao encontrar-se o valor máximo na série de produção,

nomeadamente, 6,15 MW, que se arredondou por excesso para 6,20 MW, constituindo a capacidade

instalada da nova PP. É ainda assumido que a nova central é de última geração, 100% flexível, sem o

patamar de produção mínima.

Com a desactivação da PP fóssil, a estabilização da rede e produção mínima desta central deixam de

existir. Em compensação, a estabilização da rede passa a ser assegurada pela nova central, assumindo-

se que toda a energia produzida pode ser utilizada para esse fim.







Eólica [MW] 5,40

PV [MW] 8,30

Ondas [MW] 5,60

PP Bio + RSU [MW] 6,20

Factor de estabilização da PP Bio + RSU [%] 100

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41

4.2.3 Cenário 3 – Armazenamento de energia

O Cenário 3 considera adicionalmente um sistema de armazenamento hídrico de água salgada com

bombagem reversível, com funcionamento simultâneo entre a bomba e turbina, tendo-se ainda assumido

o aumento da capacidade instalada das fontes de energia renováveis.

Dado as mudanças no panorama de sistemas isolados com fontes de energia renováveis não-

controláveis, é necessário dotar estes sistemas de tecnologia para fazer face à variabilidade destas fontes.

Uma das soluções é a instalação de PHES, com o objectivo de armazenar energia não-controlável e

permitir um maior controlo e eficácia na estabilidade do sistema e resposta a picos de consumo.

As PHES de água doce são compostas tipicamente por dois reservatórios com diferentes cotas, turbinas

e bombas. As de água salgada, por sua vez, utilizam o oceano como um dos reservatórios, mas

apresentam uma maior necessidade de manutenção.

Para o presente caso de estudo, numa primeira abordagem foi considerada a instalação de uma PHES de

água doce, perspectivando-se a utilização das principais lagoas da ilha apresentadas na Capítulo 3.1

como possíveis reservatórios a montante e a construção de outro depósito a jusante.

De acordo com levantamento de dados realizado, documentado na Figura 3.3, concluiu-se que esta

abordagem não seria viável. As lagoas apresentam em determinadas alturas do ano valores nulos na sua

cota de água, principalmente devido à evaporação de água e infiltração no terreno e também são

consideradas zonas protegidas com habitats delicados, servindo como fonte de abastecimento de água

para a lavoura na parte central da ilha.

Em alterativa, foi dimensionada uma SPHS em que o reservatório a jusante seria o oceano, e o a

montante seria instalado na zona B da ilha, conforme a Figura 3.1. A cota pode chegar aos 600 metros,

com desníveis acentuados junto à orla costeira, condição fundamental para a instalação desta tecnologia

[144].

A capacidade da turbina a instalar, da bomba e de armazenamento do reservatório foram obtidos através

do EP. No programa inseriu-se a maior capacidade possível para os três componentes e realizou-se uma

simulação inicial, e identificou-se nos outputs as capacidades necessárias a instalar para a turbina e

bomba, assumindo para ambos uma eficiência de 90% [145]. A capacidade de armazenamento foi obtida

através de uma redução gradual do seu valor até encontrar-se o valor mínimo que possibilita o adequado

funcionamento do sistema eléctrico.

A Tabela 4.4 apresenta os valores obtidos.

Tabela 4.4 - Capacidade instalada da SPHS e respectivas eficiências.

Equipamento Capacidade instalada [MW] Eficiência [%] Capacidade de

armazenamento [MWh]

Bomba 4,10 90 100,00

Turbina 0,70 90


42

O dimensionamento da SPHS é concluído com o cálculo do volume do reservatório a montante, com

recurso à Equação 4.1 [146].

Na Equação 4.1, 𝐸 representa a capacidade de armazenamento calculada em J (Ws), 100 MWh após as

respectivas conversões7, 𝑉 o volume do depósito em m3, 𝜌 a densidade da água salgada de 1023 kg/m3

[147], 𝑔 a aceleração da gravidade de 9,81 m/s2 e ℎ a cota do reservatório a montante (600 metros).

Conclui-se que o reservatório a instalar deverá ter um volume aproximado de 59.800 m3. A sua

implementação física irá apresentar diversos desafios, dado não se conhecer nenhum reservatório e

sistema de armazenamento hídrico com recurso a água salgada com as características do aqui proposto;

contudo, existem reservatórios de água doce de volume superior (ver Capítulo 2.5.1).

No EnergyPLAN é ainda activada a opção de funcionamento simultâneo das turbinas e bombas. O

objectivo deste funcionamento simultâneo é simular o aproveitamento máximo de energia proveniente

de fontes não despacháveis, e, ao mesmo tempo, possibilitar a injecção na rede eléctrica de energia

controlada, aumentando a estabilidade através de uma resposta flexível.

Prevendo avarias ou manutenção das turbinas ou bombas, a implementação prática da SPHS deverá

ainda contemplar uma redundância do tipo n+1, i.e., uma duplicação em paralelo dos equipamentos.

O consumo, a produção pela PP de biomassa e RSU e central das ondas mantiveram-se inalterados;

contudo, foi necessário considerar um aumento na capacidade instalada da energia eólica e PV para 5,7

MW e 8,8 MW, respectivamente, para fazer face ao consumo adicional proveniente da bomba e défice

de energia (ver Capítulo 5.1.2).

7 100 MWh equivale a 3,6e11 joules.

𝐸 = 𝑉 × 𝜌 × 𝑔 × ℎ

4.1


43







Eólica [MW] 5,70

PV [MW] 8,80

Ondas [MW] 5,60

PP Bio + RSU [MW] 6,20

Bomba [MW] 4,10

Turbina [MW] 0,70

Capacidade de armazenamento SPHS [MWh] 100,00

Factor de estabilização da PP Bio + RSU [%] 100

4.2.4 Cenário 4 – Introdução de veículos eléctricos (50% e 100%)

No Cenário 4 procedeu-se à introdução de VEs com e sem V2G, assumindo 50 (Cenário 4.1) e 100%

(Cenário 4.2) da frota automóvel constituída por estes veículos. Adaptou-se a capacidade instalada das

diversas tecnologias que compõem o sistema simulado em função deste novo consumo.

Numa rede eléctrica como a do presente caso de estudo, a substituição de VCI - veículos de combustão

interna por VEs traduz-se em reduções significativas das emissões de gases de efeito de estufa, subindo

o consumo e produção de electricidade. A utilização de um sistema V2G permite uma nova solução de

armazenamento, as baterias dos automóveis, que fazem face ao aumento da produção de base renovável

não despachável.

O dimensionamento do sistema V2G foi realizado por duas vias, a da definição do consumo de

carregamento dumb e smart e as suas respectivas séries temporais e as especificações técnicas dos VEs

com carregamento smart.

Considerou-se, de acordo com o PMEA [71], que o consumo médio diário de um VE seria de 3,8 kWh.

No Cenário 4.1 assumiu-se que 50% da frota automóvel (9.904 veículos no total) é eléctrica e no 4.2

100%. Assumiu-se ainda em ambos os cenários que 80% dos VEs têm capacidade V2G, i.e., carregam

de forma bidireccional inteligente, e 20% não têm essa capacidade, i.e., carregam de forma rígida (dumb

charging).


44

A Tabela 4.6 apresenta o número de VEs considerado nesses cenários, bem como o consumo eléctrico

de ambos.

Tabela 4.6 – Número e consumo dos VEs por tipo de carregamento para o Cenário 4.1 e 4.2.

Cenário 4.1 – 50% 4.2 – 100%

Tipo de carregamento Dumb Smart Dumb Smart

Nº de VEs 990 3.962 1.981 7.923

Consumo eléctrico [GWh/ano] 1,38 5,51 2,76 11,02

Na Figura 4.11 são apresentados os perfis de carregamento semanal dos VEs, em que a distribuição

representa o período em que estão parados e ligados à rede.

Figura 4.11 – Distribuição do consumo semanal dos VEs com carregamento dumb e smart para o Cenário 4.1 e 4.2

[148][149].

Para além da definição dos consumos e séries temporais, o EP também requer dados adicionais para

caracterizar devidamente os VEs com carregamento smart e a ligação V2G. Assumiu-se por veículo que

a capacidade de ligação rede-bateria e bateria-rede seria de 7,4 kW em cada sentido [71], com uma

eficiência de 90% [150] e com uma capacidade de armazenamento de 30 kWh [72]. Para a simulação,

assumiu-se que 80% dos veículos estacionados com carregamento smart estão ligados à rede [6][69] e

20% estão ligados à rede em hora de pico de transporte [150].

0.0

0.2

0.4

0.6

0.8

1.0

1 6

11

16

21

26

31

36

41

46

51

56

61

66

71

76

81

86

91

96

101

106

111

116

121

126

131

136

141

146

151

156

161

166

Co

nsu

mo

VE

s [N

orm

aliz

ado

]

Horas

Smart Dumb


45

A Tabela 4.7 apresenta os parâmetros requeridos pelo EP.

Tabela 4.7 - Parâmetros dos VEs com carregamento smart.

Cenários

Parâmetros 4.1 - 50% - Smart 4.2 – 100% - Smart

Veículos ligados à rede em hora de pico de

transporte [%] 20 20

Capacidade de ligação (rede-bateria) [MW] 36,64 73,29

Veículos estacionados ligados à rede [%] 80 80

Eficiência (rede-bateria) [%] 90 90

Capacidade de armazenamento da bateria

[MWh] 148,56 297,12

V2G V2G

Capacidade da ligação (bateria-rede) [MW] 36,64 73,29

Eficiência (bateria-rede) [%] 90 90

Após introdução dos VEs na simulação, foi necessário aumentar as capacidades instaladas das fontes de

energia renováveis para suprir os novos consumos. Para definir que tipo de tecnologias podiam ser

aumentadas, teve-se em consideração as seguintes premissas:

- Energia eólica: capacidade instalada encontra-se no limite considerado aceitável; novos

aumentos traduzir-se-iam na agravação do erro associado por excesso.

- Energia PV: razoabilidade na área ocupada pelos parques fotovoltaicos e penetração no mix

energético final;

- Energia das ondas: tecnologia não madura, pelo que desconsiderada para aumentos

substanciais da capacidade instalada;

- Energia da biomassa + RSU: elevado potencial energético, mas acautelou-se a diversidade

da produção para não ser dominante no mix;

- Armazenamento SPHS: de acordo com o Capítulo 5.1.3, não é necessário aumentar a sua

capacidade de armazenamento. Considera-se somente a adaptação da capacidade instalada da bomba e

turbina.

De acordo com as considerações, procedeu-se ao aumento da capacidade na simulação usando a

estratégia do Cenário 1, de 5% para a produção a partir das ondas e 35% para a biomassa + RSU,

resultando para a produção PV o acerto da restante energia. A produção eólica não sofreu alterações e a

capacidade de armazenamento SPHS permaneceu igual, existindo uma adaptação da capacidade da

bomba e turbina, conforme o método apresentado no Cenário 3. As novas capacidades instaladas são

apresentadas na tabela resumo, abaixo.


46

A configuração da estabilização da rede manteve-se inalterada para a PP de biomassa e RSU,

adicionando-se capacidade máxima de estabilização por parte dos VEs para ambos os cenários

(stabilisation share smart charge EV and V2G, Figura 4.2).

A Tabela 4.8 apresenta o resumo dos parâmetros mais relevantes considerados no Cenário 4.1 e 4.2.

Tabela.4.8 - Resumo dos parâmetros relevantes do Cenário 4.1 e 4.2.

Cenários

4.1 – 50% 4.2 – 100%

Consumo

Simples [GWh] 42,33 42,33

Flexível [GWh] 3,83 3,83

VEs [GWh] 6,89 13,78


Flexível [MW] 10,11 10,11

Eólica [MW] 5,70 5,70

PV [MW] 12,00 14,70

Ondas [MW] 6,50 7,30

Biomassa + RSU [MW] 7,20 8,10

Bomba [MW] 4,20 6,90

Turbina [MW] 0,50 0,90

Capacidade de armazenamento SPHS [MWh] 100,00 100,00

VEs [MWh] 148,56 297,12

Factor de estabilização PP Bio + RSU [%] 100 100

VEs [%] 100 100

4.3 Avaliação económica

A avaliação económica do estudo, mais do que a técnica, possibilita a avaliação da sua implementação

futura. Esta avaliação foi feita externamente ao EP, com o objectivo de comparar e avaliar os custos de

todas as tecnologias.

A avaliação económica baseou-se no custo de energia normalizado (LCOE- Levelized Cost of Energy,

em inglês), que permite uma comparação dos integrais custos de cada tecnologia, com base nos custos

de instalação (𝐶𝑖𝑛𝑠𝑡.), função da capacidade, e operação e manutenção (O&M). O LCOE é calculado

tendo em conta o tempo de vida útil de cada tecnologia.

4.3.1 Custos de instalação

O custo de instalação é definido por todos os gastos ocorridos na instalação e financiamento de cada

tecnologia, desde a aquisição de equipamentos à construção de infraestruturas ou a sua ligação à rede


47

eléctrica local. É calculado utilizando a Equação 4.2, em que 𝐶𝑖𝑛𝑠𝑡. é o custo de instalação, em €, 𝑃𝑖𝑛𝑠𝑡.

a potência instalada, em kW, e 𝐶𝑘𝑊 o custo unitário da tecnologia, em €/kW.

𝑪𝒊𝒏𝒔𝒕. = 𝑷𝒊𝒏𝒔𝒕. × 𝑪𝒌𝑾 4.2

Os custos unitários adoptados são apresentados na Tabela 4.9. Estes valores incluem um factor de

insularidade de 1,33 face ao continente, apurado através da diferença de custos de instalação entre a

tecnologia eólica on e offshore [131].

Tabela 4.9 - Custo unitário por tecnologia.

Tecnologia Custo unitário8 [€/kW] Fonte

PP termoeléctrica 4459 [13]

Eólica 1.793 [131]

PV 1.284 [131]

Ondas 5.440 [28]

PP biomassa + RSU 3.019 [131]

Armazenamento SPHS 2.005 [49]

Além do custo de instalação para a PP de biomassa e RSU, considera-se que o combustível proveniente

de biomassa residual florestal tem um custo de 2,03 €/GJ; o dos RSU considerou-se nulo [131]. Aquando

da existência nas fontes de intervalos de custos para as tecnologias, considerou-se o custo unitário

máximo pela insularidade da zona.

4.3.2 Custos de operação e manutenção

Os custos de O&M são definidos como os gastos envolvidos ao longo do tempo de vida útil do projecto,

seja por manutenção preventiva ou gastos advindos do normal funcionamento de cada tecnologia. Estes

custos são apresentados na Tabela 4.10 como percentagens do custo de instalação.

8 Os custos unitários retirados da Ref. [131] encontram-se em dólares americanos, pelo que se aplicou uma taxa média de

câmbio correspondente ao ano de 2016 para euros, de 1,1069 [157]. 9 Considerou-se o seguinte valor por falta de melhor referência sobre os custos de instalação. O valor apresentado é para um

gerador a diesel de 17,6 kW, enquanto que a central real do Pico utiliza geradores na casa dos MW.


48

Tabela 4.10 - Custos de O&M por hora de funcionamento e percentagem do custo de instalação por tecnologia.

Tecnologia O&M Fonte

[€/h]

PP termoeléctrica 1 [13]

[%]

Eólica 3 [13]

PV 1 [13]

Ondas 4 [151]

[152]

PP biomassa + RSU 4 [131]

Armazenamento SPHS 1,5 [49]

Os custos de O&M da PP termoeléctrica são apresentados separadamente por serem expressos em euros

por hora de funcionamento. Os custos das restantes tecnologias são apresentados em percentagem do

custo de instalação. Aquando da existência nas fontes de intervalos de custos para as tecnologias,

considerou-se o custo de O&M máximo, pela insularidade da zona e custos acrescidos pela utilização

de água salgada.

4.3.3 LCOE – Custo normalizado de energia

Como referido, LCOE permite o cálculo dos custos de cada tecnologia por unidade de energia ao longo

de todo o seu tempo de vida útil.

É apurado pela aplicação da Equação 4.3, em que 𝑡 é o tempo em anos, 𝐶𝑖𝑛𝑠𝑡 o custo de instalação em

€, 𝑂&𝑀 o custo de operação e manutenção em €, 𝐹𝑡 o custo da energia auxiliar em €, 𝐸𝑡 a energia

produzida em kWh/ano, 𝑟 a taxa de desconto e 𝑛 o tempo de vida do sistema em anos [153].

𝑳𝑪𝑶𝑬 =

∑𝑪𝒊𝒏𝒔𝒕𝒕

+ 𝑶&𝑴𝒕 + 𝑭𝒕

(𝟏 + 𝒓)𝒕𝒏𝒕=𝟏

∑𝑬𝒕

(𝟏 + 𝒓)𝒕𝒏𝒕=𝟏

4.3

Considerou-se 𝑟 = 7,5%, a taxa em geral adoptada em projectos deste tipo em países da OCDE [131], e

𝑛 = 20 anos, comum a todas as tecnologias.


49

5 Resultados e discussão

Este capítulo contém os resultados obtidos para os vários cenários e a sua devida discussão. Os

resultados são analisados numa base energética, ambiental e económica, a primeira através dos

resultados anuais obtidos e diagramas de carga, a segunda através das emissões e a terceira pela

comparação de custos entre as diversas tecnologias.

5.1 Análise energética

5.1.1 Cenário 1

5.1.1.1 Resultados anuais

O Cenário 1, corresponde ao Cenário base (ver Capítulo 4.1.2) acrescido de fontes de energia renováveis

e de transferência do consumo de gás butano engarrafado para electricidade. A Tabela 5.1 apresenta os

valores obtidos para nos resultados anuais e os respectivos factores de capacidade de cada tecnologia.

Tabela 5.1 – Cenário 1: resultados anuais e factores de capacidade.

GWh/ano Factor de capacidade

Consumo

Global 46,16 -

Simples 42,33 -

Flexível 3,83 -

Produção

Global 53,64 0,17

PP termoeléctrica 23,36 0,16

Eólica 14,17 0,30

PV 13,81 0,19

Ondas 2,30 0,05

Diferença CEEP 7,48 -

Na Tabela 5.1 observa-se que o consumo e a produção global registam um aumento de 11,42% e 14,35%,

respectivamente, em comparação com o Cenário base; sem a possibilidade de armazenamento da

produção não despachável, existe um aumento de curtailment em 2,43 GWh para 13,94% da geração.

A produção renovável neste cenário atinge os 30,28 GWh/ano, com factores de capacidade que variam

entre 0,05 nas ondas e 0,30 na eólica. Devido à diminuição da produção de energia pela PP

termoeléctrica, de 39,64 para 23,36 GWh, o seu factor de capacidade sofreu uma redução considerável

(inicialmente 0,27), com impacto no custo final da energia do sistema (ver Capítulo 5.3).


50

O consumo flexível a um dia, correspondente ao AQS, é dado pela Figura 5.1, numa base horária.

Figura 5.1 – Cenário 1: consumo flexível para AQS.

Verifica-se na Figura 5.1 que o consumo flexível de AQS apresenta dois picos de consumo distintos,

nomeadamente, às 12 e 14 horas, no último caso atingindo o máximo de 2,5 MW. Este consumo segue

em contraciclo com o consumo rígido, verificado se comparado com os diagramas de carga da Capítulo

5.1.1.2.

A Figura 5.2 apresenta as percentagens de cada tecnologia na produção global.

Figura 5.2 – Cenário 1: produção global e excesso por tecnologia.

Verifica-se que a energia útil produzida pelas fontes de energia renováveis corresponde a 48,59% da

totalidade da energia produzida, seguida de 37,47% pela PP e de 13,94% de energia não útil. Dentro da

produção não útil, a da PP termoeléctrica apresenta o maior curtailment, 6,07%, seguido da eólica e PV,

ambos a rondar os 3,65%, e por último a energia das ondas, embora numa dimensão menor. O CEEP

correspondente às fontes de energia renováveis é de 4,22 GWh.

Os cálculos da produção útil e excedente foram realizados numa base horária, onde o primeiro foi obtido

pela diferença entre a produção total de cada tecnologia e o consumo. Para uma análise mais detalhada,

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

Po

tên

cia

[kW

]

Horas

PP termoeléctrica útil

37.47%

Eólica útil

22.73%

PV útil

22.16% Ondas útil

3.70%

PP termoeléctrica

6.07%

Eólica

3.68%PV

3.59%

Ondas

0.60%

CEEP

13.94%


51

a Figura 5.3 apresenta a produção mensal útil e não útil para as diversas tecnologias presentes no Cenário

1.

Figura 5.3 - Cenário 1: produção mensal de energia útil e não útil por tecnologia.

Na figura verifica-se que a única fonte renovável com produção útil mais elevada que a PP

termoeléctrica é a eólica no mês de Janeiro, com 1,67 GWh, e é também neste mês que ocorre o pico de

produção útil da energia das ondas, com 0,57 GWh. Ambas as tecnologias apresentam a sua maior

produção durante os meses de Inverno, salvo excepção da eólica no mês de Maio. A energia útil de PV

apresenta os melhores resultados de todas as fontes de energia renováveis, o que acontece entre os meses

de Março e Setembro, atingindo o máximo da sua produção no mês de Julho, durante o Verão. O mês

de Janeiro e Maio são os que apresentam os valores mais elevados gerais de energia não útil, na casa de

1,00 GWh, o primeiro devido à elevada produção da eólica e ondas e o segundo de eólica e PV.

Apresentam-se seguidamente as curvas de duração de carga para a energia PV e ondas na Figura 5.4.

Figura 5.4- Cenário 1: curvas de duração de carga da energia PV e ondas.

Verifica-se que a curva do PV está contida entre 0 e aproximadamente 8.500 kW, estando a sua produção

restrita a cerca de metade das horas do ano devido aos períodos sem Sol; por outro lado, devido a perdas

0.0

0.5

1.0

1.5

2.0

2.5

Pro

du

ção

[G

Wh

]

Meses

PP termoeléctrica - útil Eólica - útil PV - útil Ondas - útil

PP termoeléctrica - não útil Eólica - não útil PV - não útil Ondas - não útil

0

20

40

60

80

100

0

1 700

3 400

5 100

6 800

8 500

12

60

519

778

103

71

29

61

55

51

81

42

07

32

33

22

59

12

85

03

10

93

36

83

62

73

88

64

14

54

40

44

66

34

92

25

18

15

44

05

69

95

95

86

21

76

47

66

73

56

99

47

25

37

51

27

77

18

03

08

28

98

54

8

Per

cen

tagem

de

pro

du

ção

[%

]

Po

tên

cia

[kW

]

Horas

PV Ondas


52

e à geometria solar, a potência nominal nunca é atingida. O seu funcionamento divide-se em três

períodos, em que o primeiro corresponde a uma utilização de cerca de 1.000 horas com um

aproveitamento superior a 60%, correspondente aos períodos de meio dia solar, o segundo com

aproximadamente 2.000 horas entre 20 e 60% para os períodos a meio da manhã e da tarde, e o último

20% das horas que representam os períodos de nascer e pôr do Sol.

O integral da curva de duração de carga da energia das ondas é muito menor em comparação com as

outras fontes de energia renováveis não despacháveis. Somente em cerca de 380 horas é ultrapassado os

20% da potência nominal, obtendo-se pontualmente a produção máxima de 5.800 kW. É relevante frisar

que a potência da energia das ondas ao largo da costa da ilha do Pico poderá ser mais elevada do que a

apresentada aqui (vide Capítulo 3.2.6).

5.1.1.2 Diagramas de carga

Os diagramas de carga e a sua análise encontram-se no ANEXO IV – Cenário 1.

5.1.2 Cenário 2


O Cenário 2 considera a substituição da PP fóssil por uma PP conjunta de biomassa e RSU. Este cenário

tem como objectivo estudar o comportamento e resposta do sistema sem aumento de outras fontes de

energia renováveis num cenário de produção exclusivamente renovável. A Tabela 5.2 mostra alguns

valores respeitantes a este cenário.



Consumo

Global 46,16 -

Simples 42,33 -

Flexível 3,83 -

Produção

Global 46,44 0,21

Eólica 14,17 0,30

PV 13,81 0,19

Ondas 2,30 0,05

PP biomassa + RSU 16,15 0,30


Import 1,64 -

Verifica-se numa primeira instância que a substituição directa da PP fóssil por fontes de energia

renováveis causou um decréscimo da produção global de 7,20 GWh face ao cenário anterior, por não se

considerar que a PP de biomassa e RSU tivesse uma produção mínima obrigatória a cada hora. Em

segundo, devido à diminuição da produção PP, verifica-se que a diferença entre o consumo e produção

global divergem por excesso em 0,28 GWh/ano. Em terceira instância, observa-se que a diferença entre

a energia não útil e a importação também é de 0,28 GWh, concluindo-se assim que o sistema está a


53

produzir em excesso ou em défice em determinadas alturas do ano, requerendo um aumento da

capacidade instalada das fontes de energia renováveis. O factor de capacidade da PP de biomassa e RSU,

em comparação com a PP termoeléctrica, aumentou quase para o dobro, com impacto directo no factor

global do sistema, em 0,04.

A Figura 5.7 apresenta as percentagens de cada tecnologia na produção global.


Comparativamente ao cenário anterior, verifica-se uma maior produção útil de todas as fontes de energia

renováveis e, consequentemente, uma diminuição do curtailment em todas as tecnologias. Em geral, as

fontes de energia renováveis apresentam uma produção útil total de 95,86% e não útil de 4,14%. A PP

de biomassa e RSU é responsável por 33,35% e 1,44% de produção útil e não útil, respectivamente,

dentro da produção global.

Numa análise mais detalhada, a Figura 5.8 apresenta a produção útil e não útil mensal para as diversas

tecnologias, e a Figura 5.9 compara a necessidade de importação com o excesso de produção.


PP bio+RSU útil

33.35%

Eólica útil

29.25%

PV útil

28.51%

Ondas útil

4.76%

PP bio+RSU

1.44%

Eólica

1.26%PV

1.23%

Ondas

0.21%

CEEP

4.14%

0.0

0.5

1.0

1.5

2.0

Pro

du

ção

[G

Wh

]

Meses

PP bio+RSU - útil Eólica - útil PV - útil Ondas - útil

PP bio+RSU - não útil Eólica - não útil PV - não útil Ondas - não útil


54

Figura 5.9 - Cenário 2: importação necessária e excesso de produção.

Na Figura 5.8 verifica-se que ao substituir-se a PP tradicional pela de biomassa e RSU esta passa a ter

a produção mais elevada somente em metade do ano. Ao diminuir a produção da nova PP, abre-se espaço

para o aproveitamento da energia não despachável, como é o caso da eólica no mês de Janeiro, Maio e

Dezembro, e de PV entre Maio e Setembro. A energia das ondas continua a ter uma participação na

produção essencialmente nos meses de Inverno.

Já na Figura 5.9 verifica-se que o excesso de produção é maior do que a necessidade de importação

energia no primeiro semestre do ano, salvo no mês Fevereiro. O CEEP atinge o valor máximo de 0,39

GWh no mês de Maio e o mínimo no mês de Novembro e Dezembro, enquanto que a importação atinge

o valor máximo de 0,19 GWh em Julho e Agosto e o mínimo no mês de Janeiro. Verifica-se também

que o sistema neste cenário carece de um meio para armazenamento de energia, dado que o CEEP é

superior à quantidade que é necessário importar em alguns meses do ano.

Apresenta-se na Figura 5.10 a curva de duração de carga da PP de biomassa e RSU.

Figura 5.10 - Cenário 2: curva de duração de carga da energia de biomassa e RSU.

0.00

0.08

0.16

0.24

0.32

0.40

Pro

du

ção

[G

Wh

]

Meses

Import CEEP

0

20

40

60

80

100

0

1 240

2 480

3 720

4 960

6 200

12

60

519

778

103

71

29

61

55

51

81

42

07

32

33

22

59

12

85

03

10

93

36

83

62

73

88

64

14

54

40

44

66

34

92

25

18

15

44

05

69

95

95

86

21

76

47

66

73

56

99

47

25

37

51

27

77

18

03

08

28

98

54

8

Per

cen

tagem

de

pro

du

ção

[%

]

Po

tên

cia

[kW

]

Horas


55

A figura mostra uma variação entre os 6.200 kW, máximo considerado no seu dimensionamento, e

valores nulos (ver Capítulo 4.2.2), durante cerca de 1.400 horas. O máximo da potência é obtido durante

poucas horas, enquanto que a maioria do seu funcionamento, no intervalo de 20 a 80%, apresenta cerca

de 5.000 horas.

5.1.2.2 Diagramas de cargas


5.1.3 Cenário 3


No Cenário 3, face aos resultados obtidos no Cenário 2, introduziu-se armazenamento SPHS para gerir

o excesso e défice de energia produzida. Para além deste armazenamento, também se considerou

aumentar a capacidade instalada das fontes de energia renováveis para assegurar o mínimo de produção

necessária. Configurou-se o EP para assumir que o reservatório no início da simulação se encontra cheio.

A Tabela 5.3 apresenta os resultados anuais e os factores de capacidade das tecnologias instaladas.



Consumo

Global 47,50 -

Simples 42,33 -

Flexível 3,83 -

Bombagem 1,34 0,04

Produção

Global 49,14 0,21

Eólica 14,95 0,30

PV 14,64 0,19

Ondas 2,30 0,05

PP biomassa + RSU 16,15 0,30

Turbinagem 1,08 0,16


A produção final neste cenário aumentou 2,70 GWh devido ao crescimento da produção eólica, PV e à

introdução da turbinagem, enquanto que o consumo final só aumenta devido à bombagem. Com a

introdução do armazenamento hídrico, passou a existir um melhor aproveitamento do excesso energético

ao utilizar-se a bomba para o armazenar e a turbina para reintroduzir na rede. A turbina apresenta uma

produção de 1,08 GWh, com um factor de capacidade de 0,16 e a bomba um consumo de 1,34 GWh,

com um factor de 0,04. A diferença entre os factores de capacidade da turbina e da bomba resultam da

diferença entre as capacidades instaladas (vide Capítulo 4.2.3). O CEEP diminui 0,28 GWh,

comparativamente com o cenário anterior, fruto do aumento da capacidade instalada das fontes de


56

energia renováveis e o armazenamento hídrico como resposta à importação existente. Com o aumento

da energia gerada, eliminou-se a necessidade de importação, e obteve-se assim uma produção eléctrica

capaz de suprir o consumo durante todas as horas do ano.

A Figura 5.13 apresenta as percentagens de cada tecnologia consoante a sua produção útil e excesso.


Em comparação com o Cenário 2, não se verificam alterações significativas na distribuição entre

produção útil e não útil. As variações ocorreram devido ao aumento da capacidade instalada da produção

eólica, PV e introdução do armazenamento hídrico, e, consequentemente, verifica-se uma diminuição

de 0,8% da produção não útil. Para o Cenário 3, a produção útil representa 96,66% de toda a energia

produzida.

A Figura 5.14 apresenta a produção útil e não útil numa base mensal.


PP bio+RSU útil

31.75%

Eólica útil

29.39%

PV útil

28.78% Ondas útil

4.53%

Turbinagem

2.21%

PP bio+RSU

1.12%

Eólica

1.04%

PV

1.02%

Ondas

0.16%

CEEP

3.34%

0.0

0.5

1.0

1.5

2.0

2.5

Pro

du

ção

[G

Wh

]

Meses




57

Verifica-se que com o aumento da capacidade instalada, a produção eólica em Janeiro chega próximo

dos 2,0 GWh e a produção PV ronda os 1,5 GWh desde Abril até Agosto. Como frisado anteriormente,

as restantes tecnologias têm uma pequena diminuição na energia não útil e aumento na útil.

Com a introdução do armazenamento, é necessário realizar o estudo da sua operação. Na Figura 5.15 é

apresentado de forma desagregada, através do somatório dos valores horários por mês, a proveniência

da energia armazenada pela respectiva fonte, bem como a energia produzida pela turbina e a variação

média mensal da energia armazenada no reservatório.

Figura 5.15 - Cenário 3: análise mensal do armazenamento SPHS.

Verifica-se que a maioria da energia armazenada provém das diversas fontes com uma distribuição

semelhante ao longo do ano, registando-se em Outubro a quantidade mais elevada de energia que é

armazenada, 190 MWh. Relativamente à produção de energia pela turbina, o seu máximo é atingido em

Julho, com uma produção de cerca de 130 MWh, e o mínimo em Janeiro, com 40 MWh. A energia

armazenada no reservatório varia consoante o balanço entre energia bombada e turbinada, sendo máxima

entre Abril e Maio, com 96,03% do reservatório cheio, e mínima em Agosto, com 25,77%.

A Figura 5.16 apresenta a curva de duração de nível de armazenamento ao longo do ano.

Figura 5.16 - Cenário 3: curva de duração de nível de armazenamento.

0

40

80

120

160

200

Pro

du

ção

[M

Wh

]

Meses

Arm. bio+RSU Arm. Ondas Arm. eólica Arm. PV Turbina Energia armazenada

0

20

40

60

80

100

0

20

40

60

80

100

12

52

503

754

100

51

25

61

50

71

75

82

00

92

26

02

51

12

76

23

01

33

26

43

51

53

76

64

01

74

26

84

51

94

77

05

02

15

27

25

52

35

77

46

02

56

27

66

52

76

77

87

02

97

28

07

53

17

78

28

03

38

28

48

53

5

Per

cen

tagem

do

res

ervat

óri

o [

%]

En

ergia

arm

azen

ada

[MW

h]

Horas


58

Verifica-se que o reservatório se encontra completamente cheio durante cerca de 1.300 horas e que na

maioria das restantes horas a energia armazenada encontra-se acima dos 40%. O reservatório está abaixo

de 40% nas restantes 2.200 horas, nunca baixando dos 4,96 MWh. Na ausência de fontes de energia

renováveis, a energia armazenada consegue suprir o combinado de consumo simples com o do flexível

durante 0,80 dias (19 horas) na melhor situação e 0,04 (sensivelmente 57 minutos) na pior.



As semanas apresentadas nos diagramas de carga anteriores demonstram claramente a possibilidade de

obter um sistema 100% renovável, para a ilha do Pico.

5.1.4 Cenário 4.1 e 4.2


O Cenário 4 considera a substituição dos veículos convencionais por VEs, com V2G. A penetração dos

VEs considera-se a 50% no 4.1 e 100% no Cenário 4.2. Os resultados são apresentados em conjunto

para uma melhor comparação, com foco para o Cenário 4.2.

A Tabela 5.4 apresenta os resultados anuais e os factores de capacidade das tecnologias instaladas.

Tabela 5.4 – Cenário 4.1 e 4.2: resultados anuais e factores de capacidade.

Cenário

4.1 – 50% 4.2 – 100%

GWh/ano Factor de

capacidade GWh/ano

Factor de

capacidade

Consumo

Global 53,36 - 60,38 -

Simples 42,33 - 42,33 -

Flexível 3,83 - 3,83 -

Bombagem 0,31 0,01 0,43 0,01

VEs 6,89 - 13,78 -

Produção

Global 56,61 0,20 63,87 0,20

Eólica 14,95 0,30 14,95 0,30

PV 19,97 0,19 24,46 0,19

Ondas 2,67 0,05 3,00 0,05

PP biomassa + RSU 18,76 0,30 21,10 0,30

Turbinagem 0,25 0,06 0,35 0,04

Diferença CEEP 3,24 - 3,50 -


59

Na tabela verifica-se que o consumo e a produção aumentam comparativamente ao Cenário 3, à

excepção do consumo da bomba e produção da turbina que com uma nova possibilidade de

armazenamento diminuem. O consumo global no cenário 4.1 aumenta 5,76 GWh e no 4.2 12,88 GWh

devido aos VEs. Na produção, de acordo as premissas no Capítulo 4.2.4, existe para os Cenários 4.1 e

4.2 um aumento da produção de PV de 5,33 e 9,82 GWh, da das ondas de 0,37 e 0,70 GWh/ano e da

central de biomassa e RSU de 2,61 e 4,95 GWh, respectivamente. Devido ainda ao aumento de produção

eléctrica, o excesso de energia passa a ser de 3,24 GWh no Cenário 4.1 e de 3,50 GWh no Cenário 4.2,

assistindo-se a um aumento de 0,26 GWh entre ambos, justificada pela produção exceder o

armazenamento disponível. Os factores de capacidade das tecnologias de geração de energia não sofrem

alterações; contudo, os valores da turbina e bomba decaem, fruto do seu aumento de capacidade

instalada e diminuição da sua produção, com impacto directo na redução do factor de capacidade global

do sistema.

A Figura 5.19 apresenta a decomposição de cada tecnologia consoante a sua produção útil e excedente

energético.

Figura 5.19 – Cenário 4.2: produção global e excesso por tecnologia.

Comparando a figura com a equivalente do Cenário 3 (Figura 5.13), verifica-se que a produção das

ondas e da PP de biomassa e RSU têm ligeiras alterações com a diminuição da energia útil, mas, por

outro lado, a produção eólica útil diminui bruscamente para 22,12% devido à manutenção da capacidade

instalada; o aumento da capacidade PV faz aumentar a produção útil desta tecnologia em 36,19%.

PP bio+RSU útil

31.22%

Eólica útil

22.12%

PV útil

36.19%Ondas útil

4.44%

Turbinagem

0.55%

PP bio+RSU

1.82%

Eólica

1.29%

PV

2.11%

Ondas

0.26%

CEEP

5.48%


60

A Figura 5.20 apresenta a produção útil e não útil numa base mensal no Cenário 4.2.

Figura 5.20 – Cenário 4.2: produção mensal de energia útil e não útil por tecnologia.

Na figura verifica-se que produção útil PV se destaca das restantes energias entre os meses de Março e

Junho, rondando os 2,40 GWh/mês, sendo nesses meses que se assinala os maiores valores de

curtailment. Nos meses entre Julho e Outubro a energia útil produzida por PV é comparável à da PP de

biomassa e RSU. A produção eólica e das ondas apresentam novamente o seu máximo em Janeiro, de

sensivelmente 2,05 e 0,80 GWh, respectivamente.

A Figura 5.21 apresenta o perfil de consumo e carregamento anuais, numa base horária dos VEs.

Figura 5.21 - Cenário 4.1: perfil de consumo e carregamento anual dos VEs.

Com base na figura, o consumo dos VEs é constante ao longo do ano, com a sua repetição diária, mas o

carregamento é menos regular. O carregamento é superior ao consumo durante a maioria das horas do

ano, com um máximo aproximado de 9.400 kW; contudo, no início e final do ano, verifica-se que o

carregamento é inferior ao consumo, alturas essas caracterizadas pelo excesso de energia ser inexistente.

0.0

0.5

1.0

1.5

2.0

2.5

Pro

du

ção

[G

Wh

]

Meses



0

1900

3800

5700

7600

9500

12

33

465

697

929

116

11

39

31

62

51

85

72

08

92

32

12

55

32

78

53

01

73

24

93

48

13

71

33

94

54

17

74

40

94

64

14

87

35

10

55

33

75

56

95

80

16

03

36

26

56

49

76

72

96

96

17

19

37

42

57

65

77

88

98

12

18

35

38

58

5

Po

tên

cia

[kW

]

Horas

Consumo Carregamento


61

No Cenário 4 introduz-se a ligação V2G como meio de armazenar energia excedente, complementado

o armazenamento hídrico. A Figura 5.22 apresenta a variação horária da energia armazenada de acordo

com o tipo de armazenamento.

Figura 5.22 - Cenário 4.2: curva de duração de nível de armazenamento conjunto.

Na figura verifica-se que o armazenamento conjunto varia, ao longo do ano, entre o máximo de 397

MWh e o mínimo de 19 MWh, situando-se durante cerca de 6.400 horas acima dos 90%. Nas restantes

horas regista-se uma diminuição acentuada da energia armazenada em VEs face à em SPHS. O

armazenamento combinado no valor mínimo é indicativo de que nenhum é prioritário. O combinado de

energia armazenada consegue abastecer o sistema eléctrico, sozinho, durante 2,7 dias na melhor situação

e 3 horas na pior.


Os diagramas de carga e a sua análise encontram-se no ANEXO IV – Cenário 4.2.

Através dos diagramas de carga apresentados realça-se a viabilidade de um sistema 100% renovável

para a ilha do Pico, mesmo após a transição de toda a frota automóvel de VCI para VEs.

5.2 Análise ambiental

Na análise ambiental foram consideradas três fontes emissoras de CO2, nomeadamente, o sector

doméstico, rodoviário e de produção de electricidade. A Figura 5.26 apresenta a evolução das emissões

de CO2 obtidas em cada cenário de acordo com a fonte emissora. Os dados do Cenário 2 não se mostram

por serem iguais aos do Cenário 3 e porque não corresponde a um cenário viável.

0

20

40

60

80

100

0.00

79.42

158.85

238.27

317.70

397.121

260

519

778

103

71

29

61

55

51

81

42

07

32

33

22

59

12

85

03

10

93

36

83

62

73

88

64

14

54

40

44

66

34

92

25

18

15

44

05

69

95

95

86

21

76

47

66

73

56

99

47

25

37

51

27

77

18

03

08

28

98

54

8

Per

cen

tagem

de

ener

gia

arm

azen

ada

[%]

En

ergia

arm

azen

ada

[MW

h]

Horas

SPHS VEs


62

Figura 5.25 – Emissões de CO2 por sector e cenário.

A tabela mostra as emissões de CO2 de cada sector, correspondendo um total 57,06 kton CO2 na

estimativa real. No Cenário 1, com a utilização parcial de produção renovável e a substituição do gás

butano engarrafado pelo seu equivalente eléctrico, obteve-se uma redução de 29,39% face ao cenário

anterior. Já no Cenário 3, com a transição do sistema eléctrico para energia inteiramente renovável, as

reduções no CO2 emitido constituem 58,13%. Por fim, nos Cenários 4.1 e 4.2 com a introdução dos VEs

assiste-se a uma diminuição em duas etapas das emissões no sector rodoviário de 79,06 e 100%,

respectivamente.

5.3 Análise económica

A análise económica é principalmente realizada através da comparação dos custos de instalação, O&M

e LCOE de cada tecnologia, e custos globais para cada cenário, como mostra a Tabela 5.5. A Tabela 5.6

mostra os parâmetros económicos de um cenário extra, sem recurso à energia das ondas, e a Tabela 5.7

permite comparar o abastecimento dos VCI e os VEs no que concerne a gastos e poupanças.

0 10 20 30 40 50 60

4.2

4.1

3

1

Real

Emissões de CO₂ (kton)

Cen

ário

s

Doméstico Rodoviário Eléctrico


63

A análise económica conclui com um balanço geral dado pela Tabela 5.5, comparativo entre os gastos

nos Cenário Base e 4.2.

Tabela 5.5 - Custo de instalação, O&M e LCOE por tecnologia e cenário.

Cenário Tecnologia

Fonte de Custo LCOE

Custo de

instalação

[M€]

Custo

de

O&M

[M€]

Custo

combustível

[M€]

Energia

produzida

[GWh]

Individual

[€/kWh]

Global

[€/kWh]

1

PP 7,46 0,18 50,52 467,16 0,125

0,132

Eólica 9,68 5,81 - 283,34 0,055

PV 10,65 2,13 - 276,23 0,046

Ondas 30,47 24,37 - 46,72 1,190

3

Eólica 10,22 6,13 - 299,08 0,055

0,124

PV 11,29 2,26 - 292,87 0,046

Ondas 30,47 24,37 - 46,08 1,190

PP

bio+RSU 18,72 14,97 1,40 323,07 0.109

Arm.

SPHS 1,40 0,42 - 21,70 0,084

4.1

Eólica 10,22 6,13 - 299,08 0,055

0,124

PV 15,40 3,08 - 399,37 0,046

Ondas 35,36 28,29 - 53,49 1,190

PP

bio+RSU 21,73 17,39 1,77 375,17 0,109

Arm.

SPHS 1,00 0,30 - 5,06 0,258

4.2

Eólica 10,22 6,13 - 299,08 0,055

0,124

PV 18,87 3,77 - 489,22 0,046

Ondas 39,71 31,77 - 60,07 1.190

PP

Bio+RSU 24,45 19,56 2,11 422,07 0,109

Arm.

SPHS 1,80 0,54 - 7,02 0,334


64

A tabela mostra que o LCOE global varia 0,8 c€/kWh entre o primeiro e o último cenários, com o

primeiro a corresponder a 13,2 c€/kWh e o último a 12,4 c€/kWh. Os LCOE individuais das tecnologias

somente sofrem variações entre cenários se existir alterações na capacidade instalada e energia

produzida, como é o caso do armazenamento hídrico ou o das PP. Assim, observa-se que o menor LCOE

individual corresponde sempre à energia PV com um valor de 4,6 c€/kWh, e o maior à energia das ondas

com 1,19 €/kWh. O armazenamento hídrico é a tecnologia que apresenta a maior variação de LCOE

individual, entre 8,4 c€/kWh no Cenário 3 e 33,4 c€/kWh no Cenário 4.2, resultante do aumento da

capacidade instalada da turbina e a diminuição da energia produzida. De igual forma ao LCOE do

Capítulo 3.5, os custos de O&M, combustível e energia produzida encontram-se feitos para 20 anos e o

LCOE global é calculado de acordo com a percentagem que cada fonte de energia renovável produz.

É ainda evidente que o LCOE global dos diversos cenários é extremamente condicionado pelo LCOE

individual da energia das ondas, devido aos seus elevados custos de instalação e O&M e reduzida

produção eléctrica. Para apresentar um cenário mais viável, a título de custos, foi simulado um cenário

extra baseado no Cenário 4.2, mas sem recurso à energia das ondas, que é apresentado na Tabela 5.6.

Neste cenário distribui-se a produção das ondas consoante as seguintes capacidades: 6,0 MW para a

produção eólica, 17,0 MW para PV, 11,5 MW para a PP de biomassa e RSU e no armazenamento SPHS,

6,5 MW na bomba, 3,9 MW na turbina e uma capacidade de armazenamento de 200 MWh.

Tabela 5.6 - Análise económica suplementar de um cenário sem energia das ondas10.

A tabela mostra que sem os custos associados à energia das ondas é possível um LCOE

consideravelmente mais baixo, passando de 12,4 para 8,0 c€/kWh. Esta diminuição de LCOE global, na

prática, traduz-se numa poupança de 2,66 M€ por ano, ou 53,25 M€ durante o tempo de vida

considerado, de acordo com o consumo eléctrico do Cenário 4.2.

10 Todos os valores apresentados na tabela encontram-se com valores a 20 anos, salvo excepção do custo de instalação que só

ocorre no ano inicial.

Cenário Tecnologia

Fonte de Custo

Energia

produzida

[GWh]

LCOE

Custo de

instalação

[M€]

Custo

de

O&M

[M€]

Custo

combustível

[M€]

Individual

[€/kWh]

Global

[€/kWh]

4.2

s/ondas

Eólica 10,76 6,46 - 314,82 0,055

0,080

PV 21,82 4,36 - 565,77 0,046

PP

Bio+RSU 34,72 27,77 3,40 599,24 0,110

Arm.

SPHS 7,82 2,35 - 7,14 1,424


65

A Tabela 5.7 apresenta a redução de custos sem taxas com combustíveis fósseis ao converter a frota de

VCI para uma de VEs.

Tabela 5.7 - Redução de custos sem taxas com combustível automóvel.

Cenário Tipo Custos [M€] Redução de custos [M€]

Capítulo 3.5 VCI - 100% 5,25 -

4.1 VCI – 50% 2,63

1,76 VEs – 50% 0,86

4.2 VEs – 100% 1,71 3,54

4.2 – s/ondas

(Capítulo

5.3)

VEs – 100% 1,11 4,14

Na tabela acima é possível verificar, dentro dos cenários estipulados, a redução de encargos com

combustíveis fósseis para automóveis, nomeadamente no Cenário 4.1 de 1,76 M€ e no Cenário 4.2 de

3,54 M€. No cenário sem energia das ondas, com a diminuição do LCOE global, é possível obter uma

redução de 79% face ao estipulado originalmente.

Por sua vez, a Tabela 5.8 apresenta a mesma análise comparando o Cenário Base com o final por sector.

Tabela 5.8 - Redução de custos sem taxas com combustível fósseis para os sectores considerados.

Cenário Custo por sector [M€]

Total [M€] Redução de custos [M€] Rodoviário Doméstico Eléctrico

Capítulo 3.5 5,25 0,69 5,02 10,96 -

4.2 - - 7,51 7,51 3,45

4.2 – s/ondas

(Capítulo

5.3)

- - 4,85 4,85 6,11

O Cenário 2 não é contemplado pelas razões previamente descritas. Verifica-se que, com a substituição

do consumo maioritariamente baseado em combustíveis fósseis por um exclusivamente eléctrico de base

renovável, é possível garantir uma poupança anual de 3,45 M€ no Cenário 4.2 com retorno a 20 anos.

Já no cenário sem recurso à energia das ondas, é possível atingir uma redução de custos de 6,11 M€, o

que se traduz numa poupança de 44%, comparativamente ao valor inicial. Os custos apresentados

englobam os custos unitários e de insularidade e dispersão. A poupança no consumidor dependerá dos

preços de venda, mas não deverá ser inferior à que aqui se apura.


66


67

6 Conclusões e trabalho futuro

A ilha do Pico, como a generalidade das demais ilhas ultraperiféricas no mundo, é fortemente

dependente de combustíveis fósseis, com elevados custos de insularidade. Este estudo caracterizou as

particularidades dos territórios insulares no que concerne à energia. No caso da ilha do Pico, o seu

sistema eléctrico, isolado, é maioritariamente (86,5%) baseado em energia fóssil gerada numa central

termoeléctrica a nafta/diesel, com custos de instalação e O&M agravados pela insularidade.

No contexto da descarbonização da sociedade e do cumprimento das metas do Acordo de Paris, importa

inverter esta dependência. Este estudo efectuou um levantamento do potencial dos recursos endógenos

energéticos na ilha do Pico, com a finalidade de apurar a viabilidade futura de um sistema eléctrico

100% renovável na ilha, no qual se projectou incluir carros eléctricos. Com base nesse recurso,

procedeu-se à simulação computacional de vários cenários, construídos progressivamente, que prevêem

o forte aumento da penetração de fontes renováveis na rede eléctrica. O cenário mais ambicioso inclui

a electrificação total dos consumos domésticos de energia e da mobilidade rodoviária na ilha, e inclui

um sistema reversível de armazenamento hídrico.

Concluiu-se que a ilha do Pico tem um grande potencial para apresentar um mix energético diversificado,

com destaque para a biomassa residual florestal baseada no incenso, uma espécie invasora, que per se

conseguiria suprir a totalidade do consumo. É, contudo, aconselhável o estabelecimento de um mix

eléctrico diversificado, pelo que se estudaram outras fontes de energia.

É o caso da energia solar-fotovoltaica, que assume um papel importante na produção de energia durante

o período diurno, bastante coincidente com o diagrama de consumo da ilha. A energia eólica é

igualmente importante, embora, devido à orografia do maciço central da ilha, o apuramento do seu

potencial exacto obrigue a um levantamento técnico aprofundado.

Por outro lado, conclui-se que o armazenamento hídrico em lagoas não é vantajoso. Como alternativa,

considerou-se um armazenamento hídrico com a água do mar, implicando a construção de um único

reservatório a montante.

Para a energia das ondas não foi possível realizar ou ter acesso a um levantamento adequado do seu

potencial energético, mas dada a ondulação energética característica do mar dos Açores perspectiva-se

que o seu potencial seja superior ao considerado. Todavia, trata-se de uma tecnologia não madura, com

ainda elevados custos que fazem subir bastante o custo final normalizado da energia. Esta condicionante

levou ao estabelecimento de um cenário que não inclui esta tecnologia.

A principal dificuldade no dimensionamento de sistemas eléctricos isolados 100% renováveis é a gestão

do excesso de energia produzida. De facto, a energia não útil é característica destes sistemas, e neste

trabalho isso não foi excepção. Contudo, no cenário mais completo, incluindo armazenamento hídrico

e mobilidade eléctrica a 100% com capacidade de ajuda à rede, foi possível satisfazer todas as

necessidades de consumo com um mínimo de excedente energético (5,48%). De um ponto de vista

ambiental, as de CO2 são totalmente evitadas (57 kton).

Apesar de a análise energética e ambiental serem pilares importantes na análise, a análise económica é

que dita a exequibilidade prática de um projecto destes. Desse ponto de vista, concluiu-se que existe

viabilidade para a sua implementação, uma vez que o custo normalizado de energia baixa da estimativa

actual de 12,6 para 8,0 c€/kWh, se a energia das ondas for suprimida do portfolio de tecnologias.


68

Em suma, o aproveitamento do potencial de fontes renováveis na ilha do Pico para produção de

electricidade que abasteça os consumos tradicionais e os expectados da mobilidade eléctrica é exequível.

Espera-se que este trabalho motive e fomente a mudança no paradigma energético na ilha do Pico.

6.1 Limitações e trabalho futuro

Por motivo de simplificações ou acesso condicionado a dados, o trabalho desenvolvido e a simulação

dos cenários não estão isentos de falhas ou limitações, apontados ao longo do documento e que importa

resumir:

• Recursos disponíveis: a avaliação do potencial energético das ondas ao largo da orla costeira

da ilha do Pico foi condicionada por não ter existido cedência de dados para a construção de uma série

temporal característica; sua correspondente lista de distribuição; não existem ainda estudos técnicos

sobre o potencial geotérmico da ilha;

• Armazenamento hídrico: não se conhecem instalações de armazenamento hídrico reversível

com água do mar similares à proposta, a uma cota de 600 metros com declives acentuados, pelo que o

seu desenvolvimento poderá ser desafiante;

• Consumo doméstico: não existe levantamento sobre hábitos de utilização de águas sanitárias e

de confecção alimentar, impossibilitando a reprodução exacta desses hábitos nos modelos

computacionais;

• Mobilidade eléctrica: não existe estudo sobre os padrões de mobilidade dos habitantes na

Região Autónoma dos Açores, impossibilitando a reprodução exacta desses hábitos nos modelos

computacionais.

Quanto às áreas em que se considera existir margem evolutiva para trabalho futuro, referem-se:

• Realização de novos estudos detalhados sobre o potencial da energia eólica, geotérmica e

biomassa residual florestal;

• Levantamento detalhado dos custos da transformação da central termoeléctrica actual numa de

biomassa florestal residual;

• Implementação de uma central própria para a queima de resíduos sólidos urbanos, ao invés de

solução combinada;

• Estudo detalhado da viabilidade de um sistema de armazenamento hídrico, como o proposto;

• Realização de um inquérito sobre os hábitos de utilização de gás butano para aquecimento de

águas sanitárias e confecção alimentar;

• Levantamento sobre os hábitos de mobilidade da população da ilha;

• Estudo do aproveitamento do excesso de energia para a produção de hidrogénio para

abastecimento de veículos rodoviários e navios;

• Consideração dos custos de licenças de emissão de CO2 na avaliação económica;

• Estudo calendarizado de instalação e início de funcionamento dos novos componentes de um

sistema exclusivamente abastecido por fontes de energia renováveis.


69

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[115] E. dos Açores, “Procura e Oferta de Energia Elétrica - Junho,” 2016.

[116] E. dos Açores, “Procura e Oferta de Energia Elétrica - Julho,” 2016.

[117] E. dos Açores, “Procura e Oferta de Energia Elétrica - Setembro,” 2016.

[118] E. dos Açores, “Procura e Oferta de Energia Elétrica - Outubro,” 2016.

[119] E. dos Açores, “Procura e Oferta de Energia Elétrica - Novembro,” 2016.

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76

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79

ANEXOS


80


81

ANEXO I – Lagoa do Caiado


82

Cabeço da Bola

Caldeirinhas

Lagoa do Caiado

Lagoa Sêca

PassagemPONTINHA

C.º da Cruz

846

835

874

851

1008

775

834

816

874

856

793

858

806

983

897

988

955

967

985

872

921934

945

932

845868

853

859

918

933942

943

866

806 796

788

819

808

785 817

811833

802

802813

778

622

605

615

390000

390000

391000

391000

392000

392000

4257

000

4257

000

4258

000

4258

000

Legenda:

Versão Final - Dezembro, 2008

Planta de Síntese

IGeoE, S.C.E., Carta Militar de Portugal, Série M889, Ed. 2000.Graciosa Base SW 1948 UTM Zona 26N

0 10Km

Lagoa do Caiado1:10.000

0 0,2 0,4

Km

Área de IntervençãoZona de ProtecçãoZona Reservada

Plano de Água

Classes e Categorias de EspaçosÁreas Florestais

Floresta de Produção

Floresta de Protecção

Floresta de Regeneração Natural ou ArborizaçãoÁreas de Recreio e Lazer

Áreas de ApoioTrilhos PedonaisPontos de ObservaçãoCaminhos de Acesso à Lagoa

Captação de ÁguaCaminhos Rurais e Florestais

Linhas de ÁguaLagoas

Curvas de NívelPonto Cotado

Vértice Geodésico


83

ANEXO II – Lagoa do Paúl


84

Achada

Caldeira de Santa Bárbara

CAVEIRO

Lagoa do Paul

Piquete do Caveiro

905

1014

996984 1020

947

933

956

934

935

920

916

1012 1019

957

958

975

972

935

969

944

953

958

942

950949

957

961

961

10441040

1077

944

883

915

875

847

917

834

825

868

957

966974

957

955957

947

962

974

960

932

793

786791789

809

788795

1076

863

863

1061

873

875

864

875871892847

840844

943

862

836

934

912873

855

980

978

973 1031 10421018 1023

1017

1051

790786

797800

795

792

805

828

847

853

848

392000

392000

393000

393000

394000

394000

4254

000

4254

000

4255

000

4255

000

Legenda:


Planta de Síntese

IGeoE, S.C.E., Carta Militar de Portugal, Série M889, Ed. 2000.Graciosa Base SW 1948 Zona UTM 26N

0 10Km

Lagoa do Paul1:10.000

0 0,2 0,4

Km


Plano de Água









Vértice Geodésico


85

ANEXO III – Lagoa do Capitão


86

Curral Queimado

Lagoa do Capitão

LOMBARib.ª

das

Areeiros

802

818

826804

796

832

792

794

805795

783

861

773

846

826

880

852862

778748

754

788

789

778771

775

776

764793

794777

775

773

785

792

826

534

788 785

784

783

835

836

822

794

781

775

775

783

847

754

789

788

795

789

787

792

806

857

856

806

826

844

758

760

776

796800785783

666

615

739

775

779

768

768

763

766

766

784

777 784

783

783

792

733704

720

717

770

783779

788

791789

792

789796

777791

770

766

775

389

378

385

384000

384000

385000

385000

386000

386000

4260

000

4260

000

4261

000

4261

000

4262

000

4262

000

Legenda:


Planta de Síntese

IGeoE, S.C.E., Carta Militar de Portugal, Série M889, Ed. 2000.Graciosa Base SW 1948 UTM Zona 26N

0 10Km

Lagoa do Capitão1:10.000

0 0,2 0,4

Km


Plano de Água









Vértice Geodésico


87

ANEXO IV – Diagramas de Carga


88


89

Cenário 1

São apresentados dois diagramas de carga ilustrativos do Cenário 1, sendo que o primeiro apresenta a

semana com maior produção PV, na Figura 5.5, e o segundo com a maior produção das ondas, na Figura

5.6, esta última coincidindo com o período que regista a maior produção das fontes de energia renováveis

ao longo do ano.

Figura 5.5 – Cenário 1: diagrama de carga da semana com maior produção PV.

De acordo com a Figura 5.5, correspondente à semana de 6 a 12 de Junho, o consumo flexível (área

entre o total e simples) adapta-se bastante à energia gerada pelo PV. Por sua vez, a energia proveniente

das ondas é praticamente nula e a eólica apresenta valores relativamente baixos durante a semana,

cabendo à PP termoeléctrica satisfazer quase inteiramente o consumo em algumas alturas, como é o caso

da madrugada de quinta-feira, sábado e domingo, onde não existe produção PV e das ondas, e onde a

produção eólica também é extremamente reduzida. A energia não útil neste caso tende a ser praticamente

toda proveniente de PV, devido à sua elevada produção.

0

2800

5600

8400

11200

14000

Po

tên

cia

[kW

]

Dias

Produção PP termoeléctrica Produção ondas Produção eólicaProdução PV Consumo total Consumo simples

0

3000

6000

9000

12000

15000

Po

tên

cia

[kW

]

Dias

Produção PP termoeléctrica Produção ondas Produção eólica

Produção PV Consumo total Consumo simples


90

Figura 5.6 - Cenário 1: diagrama de carga da semana com maior produção das ondas e energia renovável.

Já na Figura 5.6, correspondente à semana de 18 a 24 de Janeiro, mês com maior produção renovável, a

produção PV continua a ser a responsável principal na formatação do consumo flexível. Em comparação

com o diagrama anterior, este destaca-se por existir uma elevada produção de energia eólica e das ondas,

as quais abastecem o consumo em boa medida. Isto é particularmente visível na sexta-feira, em que não

é necessário recorrer à produção PV para suprir o consumo final. Existem ainda alturas em que são

necessários picos de produção da PP termoeléctrica para lidar com as variações bruscas do consumo

(i.e., quinta-feira e domingo de madrugada).

Cenário 2

Apresenta-se na Figura 5.11 o diagrama de carga relativo ao Cenário 2 para semana com maior produção

da PP a biomassa e RSU, e na Figura 5.12 o para a semana com mais CEEP.

Figura 5.11 - Cenário 2: diagrama de carga da semana com maior produção da PP de biomassa e RSU.

A figura acima apresenta o diagrama de carga para semana de 22 a 28 de Agosto, verificando-se que a

PP de biomassa e RSU é responsável pela resposta ao consumo em períodos nocturnos. Nos períodos

diurnos, a resposta ao consumo é dada por um mix de PP de biomassa e RSU e PV. Durante o dia o

consumo é assegurado, mas durante a noite há períodos em que isso não acontece ao longo de toda a

semana.

0

1800

3600

5400

7200

9000

Po

tên

cia

[kW

]

Dias

Produção bio+RSU Produção ondas Produção eólica

Produção PV Consumo final Consumo simples


91

Figura 5.12 - Cenário 2: diagrama de carga da semana com maior CEEP.

A figura acima apresenta o diagrama de carga para semana de 9 a 15 de Maio, em que as fontes de

energia renováveis registam um excesso de produção de aproximadamente 101 MW face à importação,

com um pico de produção na segunda-feira de 34 MW. Contudo, existem períodos nocturnos, como na

quinta-feira e na sexta-feira, onde a produção não é suficiente para o consumo gerado, algo que poderia

ser evitado caso existisse um meio de armazenamento. É ainda possível retirar do diagrama alguns

períodos em que a produção da PP de biomassa e RSU é inexistente, devendo-se principalmente a uma

elevada produção das outras fontes de energia renováveis, nomeadamente eólica e PV, como é o caso

de todos os períodos a meio do dia ao longo da semana apresentada.

Cenário 3

Os diagramas de carga relativos ao Cenário 3 apresentam-se na Figura 5.17 e Figura 5.18, a primeira

relativa à semana com valores mais elevados de produção e consumo, em Agosto, e a segunda à semana

com a maior quantidade de energia armazenada no reservatório, em Janeiro.

0

2400

4800

7200

9600

12000P

otê

nci

a [k

W]

Dias


Produção PV Consumo final Consumo simples


92

Figura 5.17 – Cenário 3: diagrama de carga da semana com maior consumo e produção.

Na figura acima, correspondente ao período de 15 a 21 de Agosto, observa-se que, comparativamente

com o Cenário 2, o consumo eléctrico já é suprido na sua totalidade, graças à introdução do

armazenamento hídrico, como é caso da madrugada de quarta-feira, sexta-feira e sábado. Nos períodos

a meio do dia existe ainda excesso de produção face ao consumo final, o qual é inteiramente armazenado,

permitindo uma semana em que toda a energia é aproveitada.

Figura 5.18 – Cenário 3: diagrama de carga da semana com mais energia armazenada.

Na figura acima, por sua vez, corresponde à semana de 18 a 24 de Janeiro, em que o reservatório está

cheio ao longo da semana, com a excepção da madrugada de quinta-feira e sexta-feira e na noite de

domingo. Devido à indisponibilidade do reservatório, o CEEP total nesta semana, dado pela diferença

0

20

40

60

80

100

0

2400

4800

7200

9600

12000

En

ergia

arm

azen

ada

[MW

h]

Po

tên

cia

[kW

]

Dias


Produção PV Turbinagem Consumo simples

Consumo final Consumo final+bomba Energia armazenada

0

20

40

60

80

100

0

2600

5200

7800

10400

13000

En

ergia

arm

azen

ada

[MW

h]

Po

tên

cia

[kW

]

Dias


Produção PV Turbinagem Consumo simples

Consumo final Consumo final+bomba Energia armazenada


93

entre o consumo final+bomba e consumo final, é de 129,11 MWh, e ocorre durante os períodos de

produção PV. Apesar das fontes de energia renováveis produzirem energia suficiente para suprir o

consumo eléctrico ao longo da semana, verifica-se que a turbina está em funcionamento em períodos

sem produção PV (noite) ou que esta é reduzida (nascer e pôr do Sol).

Cenário 4.2

Os diagramas de carga do Cenário 4.2 são apresentados na Figura 5.23, correspondente à semana com

a produção mais elevada, em Agosto, e pela Figura 5.24, correspondente à semana com menor produção,

em Fevereiro.

Figura 5.23 – Cenário 4.2: diagrama de carga da semana com maior produção.

A semana apresentada na figura acima corresponde ao período entre 1 e 7 de Agosto, verificando-se que

o consumo é suprido na sua totalidade e que ocorre um excesso de produção durante os picos de

consumo. Apesar de imperceptível na figura, a turbina está em funcionamento todos os dias nos

momentos em que a produção PV é reduzida ou nula. Por outro lado, após o funcionamento da turbina,

a bomba repõe o que foi utilizado do armazenamento, normalmente nos picos de produção, verificando-

se assim as variações do armazenamento ao longo da semana. Ainda de acordo com a figura, é possível

observar que o aumento da produção PV é significativo para lidar com a introdução do consumo dos

VEs.

0.00

79.42

158.85

238.27

317.70

397.12

0

3000

6000

9000

12000

15000

En

ergia

arm

azen

ada

[MW

h]

Po

tên

cia

[kW

]

DiasProdução bio+RSU Produção ondas Produção eólicaProdução PV Turbinagem Consumo simplesConsumo final Consumo final+bomba Consumo final+bomba+VEsEnergia armazenada


94

Figura 5.24 – Cenário 4.2: diagrama de carga da semana com menor produção.

No oposto, a Figura 5.24, representativa da semana de 22 a 28 de Fevereiro, realça uma produção e

consumo mais modestos ao longo da semana, próximos dos 5.000 kWh à noite e dos 12.000 kWh durante

o dia. Comparativamente à Figura 5.24, a turbina e a bomba continuam a ter o mesmo horário de

funcionamento, com o armazenamento a apresentar o mesmo comportamento em ambos os diagramas,

apesar de registar menos energia armazenada, mas diferenciando-se por não existir energia não útil

durante os picos de produção. A energia PV apresenta, novamente, um papel preponderante na resposta

aos picos de consumo, mesmo após a inclusão do consumo dos VEs.

0.00

79.42

158.85

238.27

317.70

397.12

0

2600

5200

7800

10400

13000

En

ergia

arm

azen

ada

[MW

h]

Po

tên

cia

[kW

]

Dias

Produção bio+RSU Produção ondas Produção eólicaProdução PV Turbinagem Consumo simplesConsumo final Consumo final+bomba Consumo final+bomba+VEs

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