Estudo de Viabilidade de Sistema de Autoconsumo Industrial com Cogeração

FACULDADE DE ENGENHARIA DA UNIVERSIDADE DO PORTO Estudo de viabilidade de sistema de autoconsumo industrial com cogeração André Filipe da Rocha Couto Mestrado Integrado em Engenharia Eletrotécnica e de Computadores Orientador: Professor Doutor Cláudio Domingos Martins Monteiro Co-orientador: Engenheiro Armando Manuel dos Santos Veiga Paulo 16 de Julho de 2015 c André Couto, 2015 Resumo A cogeração apresenta-se como sendo um meio descentralizado de produção combinada de energia elétrica e térmica que, aquando do seu devido aproveitamento, permite a obtenção de mais-valias que se concentram essencialmente a um nível económico, social e ambiental. Tendo em consideração os inúmeros benefícios proporcionados pela proliferação deste tipo de sistemas, bem como a existência de sucessivos enquadramentos legais favoráveis, a cogeração foi uma solução que foi crescendo sobretudo no seio do setor industrial nacional, tendo atingido, no ano de 2013, um valor de potência instalada em torno dos 1300 MW. No entanto, apesar de devidamente reconhecida, esta atividade sofreu um revés considerável no decorrer dos últimos anos e que sucedeu sobretudo em virtude da publicação do DL n.o23/2010. Desta forma, essencialmente devido à menor tarifa elétrica proporcionada ao abrigo deste enquadramento legal, a publicação do mesmo apresentou consequências gravosas para este setor e que se concentraram essencialmente no fecho de diversas centrais assim que terminaram o seu período de permanência no anterior enquadramento legal, bem como pela inexistência de novos investimentos. Conhecendo esta realidade, e tendo em consideração a recente publicação do DL n.o68A/2015 que veio introduzir na legislação nacional o conceito de autoconsumo com cogeração, a presente dissertação visou essencialmente estudar a viabilidade do mesmo. Desta forma, tendo por base os dados de uma central de cogeração exemplo, bem como os dados de um cliente industrial alimentado em média tensão, a metodologia implementada consistiu na simulação do valor dos dois formatos de energia capazes de serem obtidos através de uma instalação de cogeração, tendo estes dados servido de base aos estudos desenvolvidos. Concluída a determinação quer da valorização da energia elétrica em cada uma das hipóteses estudadas, quer da energia térmica, foram desenvolvidos, tendo por base o sLCOE, estudos de viabilidade que permitiram comparar uma “situação tradicional” de cogeração com uma de autoconsumo. Tomando em consideração as duas possibilidades essenciais que são permitidas ao abrigo da atual legislação tornou-se compreensível que ambas são praticamente equivalentes para um regime de funcionamento usual e que englobe a totalidade das horas de pontas e cheias. Em conclusão, e tendo por base os resultados obtidos, torna-se possível afirmar que não é expectável que a reduzida viabilidade proporcionada por qualquer uma das várias hipóteses previstas ao abrigo do DL n.o68-A/2015 seja suficientemente aliciante para que este setor sofra novo revés e volte a seguir uma tendência de crescimento semelhante àquela que foi particularmente sentida ao longo das últimas 3 décadas. Desta forma, e apesar de atualmente se aguardar pela publicação de duas portarias que complementem a atual legislação deste setor, é previsível que a cogeração em Portugal continue numa fase descendente e que pode ser caracterizada essencialmente por representar um claro contrassenso face aos objetivos que são pretendidos a este nível por parte da União Europeia. Palavras-Chave: Cogeração, Autoconsumo, Poupança de Energia Primária, Eficiência, Modalidade Especial, Modalidade Geral, Submodalidade B, Viabilidade. i ii Abstract The cogeneration presents itself as a decentralized mean of combining heat and power production that, when harnessed, allows for an economic, social and environmental gain. Having in consideration the countless number of benefits provided by the proliferation of this kind of systems, as well as the existence of successive legal frameworks, the cogeneration was a solution that has been growing especially in the national industry sector, having achieved, in the year 2013, an installed power value of about 1300 MW. However, although properly recognized, this activity has suffered a considerable setback in the past years through the publication of the Decree-Law #23/2010. In this way, essentially due to the reduced electrical tariff applied under this legal framework, the publication of said decree presented serious consequences for this sector that concentrated mostly in the shutdown of several CHP plants when their period of stay in the anterior legal framework ended, as well as the lack of new investments. Knowing this reality, and having in consideration the recent publication of the DL #68-A/2015 that introduced in the national legislation the concept of self-consumption using cogeneration, the present dissertation aimed essentially to study the viability of said concept. In this way, based on the data of a model CHP plant, as well as the data of an industrial client fed through mediumvoltage, the implemented methodology consisted on the simulation of the thermal and electrical production values of a CHP plant, having this data served as a base for the developed studies. After completing the above step, viability studies were developed, using sLCOE as a base, that allowed for a comparison between the “traditional situation” of cogeneration and a selfconsumption one. Considering these two essential possibilities that are allowed under the current legislation, it has become comprehensible that both are practically equivalent for an usual operation regime that contains the flood and rush hours. In conclusion, and based on the obtained results, it is possible to affirm that it’s not expectable that the reduced viability provided by any of the various hypotheses foreseen under the DecreeLaw #68-A/2015 is attractive enough for this sector to suffer a new setback and return to growth tendency similar to the one that was significantly felt through the last three decades. So, and although waiting for the publication of the two ordinances that complement the present legislation of this sector, it is predictable that CHP in Portugal continues in a downward spiral that can be characterized essentially by representing a clear contradiction in the light of the objectives that are intended by the European Union. Keywords: Cogeneration, Self Consumption, Primary Energy Savings, Efficiency, Special Mode, General Mode, Submodality B, Viability. iii iv Agradecimentos A presente dissertação representa o término de mais uma etapa da minha vida e como tal, gostaria de expressar o meu profundo agradecimento a todos aqueles que direta ou indiretamente contribuíram não só para tornar esta etapa mais agradável como também para que a realização deste trabalho fosse possível. Em primeiro lugar gostaria de expressar a minha profunda gratidão a toda a minha família, em especial aos meus pais Joaquim e Silvina, e à minha irmã Joana por todo o suporte que me deram até aqui e pelo esforço que fizeram para me proporcionar a oportunidade de obter uma completa formação. Sem vocês nada disto seria possível! Ao meu orientador, o Eng. Cláudio Monteiro, não só pelo auxílio prestado ao longo deste trabalho como também por ser um exemplo de empenho e dedicação no exercício das suas funções. A todos os profissionais da Capwatt, em especial ao Eng. Armando Veiga Paulo e ao Eng. Sérgio Rocha, por além de me terem dado a oportunidade de realização de um estágio profissional numa empresa que diariamente trabalha na área na qual a presente dissertação se insere, me terem recebido de forma exemplar e se terem mostrado sempre disponíveis para me auxiliar na realização desta tarefa. ÀCOGEN Portugal, sobretudo ao Eng. Miguel Gil Mata e à Dra. Cláudia Lopes, por se terem mostrado sempre disponíveis em colaborar com este trabalho. À minha namorada Andreia por toda a compressão, pelo apoio, pelo carinho, e pelo incentivo constante. Obrigado por isso e sobretudo por teres estado sempre lá para me fazer acreditar em mim mesmo nos momentos mais difíceis. Ao meu amigo do longa data Pedro por mais do que um amigo, ser como um irmão para mim. Obrigado por mesmo tendo uma atividade completamente distinta da minha teres estado sempre disponível com um sorriso. A todos os amigos que fiz na FEUP ao longo destes 5 anos, em especial ao Eduardo, ao Daniel, ao Carlos, à Licas, ao Pedro Sousa, ao Pedro Teixeira, à Laura, ao Manel e ao Bruno por terem sido as pessoas mais próximas de mim e por se terem sempre mostrado disponíveis para me ajudar académica e pessoalmente. Juntos passamos muitos e bons momentos que para sempre irei recordar e certamente que sem vocês este percurso teria sido bem menos agradável. A todos os meus amigos que mesmo não frequentando a faculdade ou não sendo alunos da FEUP estiveram comigo ao longo deste percurso. A vocês agradeço especialmente as palavras de incentivo nos momentos menos bons e a amizade que sempre demonstraram para comigo. Obrigado por semana após semana no pouco tempo que passávamos juntos me proporcionarem bons momentos, me ajudarem a descontrair e se esforçarem por me compreender e incentivar. Á minha colega de trabalho Ana por mesmo conhecendo-me à pouco tempo ter dado um precioso contributo para a correção do presente trabalho. Finalmente gostaria de deixar uma palavra de apreço a todos aqueles que de uma forma ou de outra contribuíram quer para a minha formação académica e pessoal, quer para a realização desta dissertação. v vi Lista de Figuras 1.1 Evolução do peso da eletricidade de origem renovável em Portugal entre 1999 e 2014. ........................................ 3 2.1 Sistema tradicional versus sistema de cogeração. . . . . . . . . . . . . . . . . . 8 2.2 Classificação da eficiência energética em sistemas de produção de eletricidade. . 9 2.3 Rendimento resultante da produção separada de energia térmica e de energia elétrica. 10 2.4 Rendimento resultante da produção combinada de energia térmica e elétrica num sistemadecogeração................................. 10 2.5 Emissões de dióxido de carbono resultantes da produção separada de energia elétricaedeenergiatérmica............................... 11 2.6 Emissões de dióxido de carbono resultantes da produção em cogeração de energia elétrica e de energia térmica. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 12 2.7 Esquema típico de um sistema de cogeração com turbina a gás. . . . . . . . . . . 18 2.8 Exemplo de turbina a gás e respetivos constituintes. . . . . . . . . . . . . . . . . 19 2.9 Esquema de um sistema de cogeração baseado na utilização de uma turbina a gás. 20 2.10 Ciclo de funcionamento e constituintes de uma turbina a vapor. . . . . . . . . . . 20 2.11 Esquema de um sistema de cogeração baseado na utilização de uma turbina a vapor decontrapressão. .................................. 21 2.12 Esquema de um sistema de cogeração baseado na utilização de um ciclo combinado. 23 2.13 Constituição da câmara de combustão de um motor de combustão interna. . . . . 24 2.14 Quatro tempos de um funcionamento do ciclo de Otto. .............. 25 2.15 Esquema de um sistema de cogeração baseado na utilização de um motor de combustãointerna..................................... 27 2.16 Esquema de um sistema de cogeração baseado na utilização de um motor a vapor. 28 2.17 Diagrama de Sankey para um sistema de trigeração exemplo. . . . . . . . . . . . 30 2.18 Esquema exemplo do princípio de funcionamento de um sistema de armazenamento de calor passível de ser aplicável a unidades de cogeração. . . . . . . . . . 32 2.19 Possível modo de funcionamento de um sistema de armazenamento térmico aplicado a uma unidade de cogeração. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 34 2.20 Exemplo de sistema de armazenamento de calor comercializado pela Farmatic. . 35 2.21 Distribuição por setores industriais das centrais de cogeração com turbina a vapor decontrapressãoem1990. ............................. 36 2.22 Distribuição por setores industriais das centrais de cogeração com motores a fuelóleoem2000. ................................... 37 2.23 Distribuição por setores industriais das centrais de cogeração com motores Otto a GN e das centrais de cogeração com turbinas a GN (esquerda e direita respetivamente). ....................................... 38 xiii xiv LISTA DE FIGURAS 2.24 Evolução ao longo dos anos das instalações de unidades de cogeração tendo em conta a tecnologia empregue. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 38 2.25 Peso de cada uma das tecnologias de cogeração em Portugal no ano de 2013. . . 39 2.26 Distribuição por setor de atividade da potência instalada em cogeração em Portugal,noanode2013.................................. 40 2.27 Evolução ao longo dos anos da energia elétrica entregue à rede pelas várias tecnologias de PRE existentes em Portugal. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 41 2.28 Peso de cada uma de cada uma das fontes de produção de eletricidade na satisfação do consumo nacional verificado no ano de 2013. . . . . . . . . . . . . . . . . . . 42 2.29 Diagrama cargas referente ao dia 23 de Fevereiro de 2015. . . . . . . . . . . . . 42 2.30 Diagrama de produção em regime especial térmica (cogeração) verificado no dia 23deFevereirode2015. .............................. 43 2.31 Evolução do custo médio anual para cada uma das diferentes tecnologias de PRE de 2000 a 2013 (e/MWh). ............................. 44 2.32 Evolução do custo médio anual (em e/MWh) para cada uma das diferentes tecnologias de PRE em 2013 e 2014. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 45 2.33 Evolução da potência total e dos novos investimentos em PRE nos anos 2009 a 2014. 45 2.34 Quota da cogeração na produção total de eletricidade de diversos países europeus. 52 2.35 Mix de combustíveis utilizados em cogeração, verificado no ano de 2012 para os 28estados-membrosdaUE. ............................ 53 2.36 Esquema exemplo de uma rede DHC localizada na cidade de Copenhaga, na Dinamarca........................................ 54 3.1 Resumo das várias peças legislativas analisadas no presente capítulo. . . . . . . . 57 3.2 Situação da transposição da Diretiva 2004/8/CE nos vários estados-membros a 12 deMarçode2009. ................................. 63 3.3 Distinção entre centrais de cogeração de elevada eficiência e eficientes ao abrigo do DL n.o23/2010. ................................. 66 3.4 Regime transitório aplicável a centrais com licença de estabelecimento anterior à publicação do DL n.o23/2010............................ 69 3.5 Tarifa de referência aplicável a unidades de cogeração no ano de 2012. . . . . . . 73 3.6 Restrições para o cálculo do prémio de participação no mercado aplicável a centrais de cogeração que se encontrem na modalidade geral. . . . . . . . . . . . . . 78 4.1 Esquema exemplo representativo de uma "situação tradicional" de cogeração onde a totalidade da produção elétrica é comercializada. . . . . . . . . . . . . . . . . 91 4.2 Horas de funcionamento típicas nos dias úteis (esquerda) e aos sábados (direita) para a central de cogeração em estudo. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 93 4.3 Esquema representativo do regime remuneratório transitório aplicável à central de cogeração em estudo ao abrigo do DL n.o68-A/2015................ 95 4.4 Cálculo da PEP presente na auditoria realizada à unidade de cogeração exemplo. 101 4.5 Evolução ao longo do dia do preço de mercado e da produção da central (03/01/2015).104 4.6 Valores de referência harmonizados em matéria de eficiência para a produção separada de energia térmica aplicáveis nas condições normalizadas ISO (temperatura ambiente de 15oC, pressão de 1.013 bar e humidade relativa de 60%). . . . . . . 110 4.7 Valor total que a cogeração apresentou e apresentaria no ano de 2014 em cada um doscenáriossimulados................................ 116 4.8 Rendimento elétrico de venda apresentado pela central em estudo ao longo dos vários meses que compõe o ano de 2014. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 120 LISTA DE FIGURAS xv 4.9 Valor total que a cogeração exemplo em estudo apresentaria no ano de 2014 em cada um dos possíveis cenários, tendo por base a consideração de que o grupo motor da mesma era substituído por um novo com rendimento elétrico de venda de42%. ....................................... 123 4.10 Custo de produção em função do número de horas de funcionamento para a central de cogeração exemplo em estudo. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 126 4.11 Viabilidade de um "sistema tradicional" de cogeração em função do número de horas de funcionamento, em vários enquadramentos legais e sendo apenas considerado como proveito aquele que resulta da venda energia elétrica. . . . . . . . . 131 4.12 Viabilidade de um "sistema tradicional" de cogeração em função do número de horas de funcionamento, em vários enquadramentos legais e considerado como proveitos aqueles que resultam da comercialização dos dois tipos de energia produzida pela central de cogeração. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 132 5.1 Esquema exemplo representativo de uma situação de autoconsumo com cogeração. 137 5.2 Diagrama de consumo semanal do cliente industrial exemplo (afetado pelo fator multiplicativo). ................................... 139 5.3 Períodos tarifários do ciclo semanal opcional. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 140 5.4 Custo de aquisição de energia elétrica por parte do cliente industrial de média tensão utilizado como exemplo. Adaptado da fatura elétrica de Outubro de 2014. 142 5.5 Tarifas de acesso às redes aplicáveis em 2014 a clientes alimentados em MT. . . . 143 5.6 Procedimento necessário ao cálculo dos encargos com a potência em horas de ponta.144 5.7 Valor a pagar pelo termo de energia reativa das TAR. Adaptado da fatura de Outubro de 2014 do cliente industrial que se encontra mesmo local que a cogeração utilizadanoestudo.................................. 147 5.8 Custo médio de aquisição de energia elétrica para o cliente industrial tomado como exemplo em cada uma das 24h dos dias úteis, Sábados e Domingos de 2014. . . . 151 5.9 Custos em que o cliente industrial tomado como exemplo incorreria ao longo dos vários meses de 2014 na ausência de cogeração. . . . . . . . . . . . . . . . . . . 152 5.10 Fluxos energéticos que seriam verificados em cada um dos meses de 2014 numa situaçãodeautoconsumo............................... 155 5.11 Possibilidade de venda da energia elétrica produzida em cogeração a um ou vários clientes ligados à instalação, prevista na alínea b), do n.o2, do artigo 4.o, do DL n.o23/2010...................................... 157 5.12 Tarifa de uso global de sistema a ser paga em cada período horário pelos clientes inseridos em cada nível de tensão. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 161 5.13 Componentes da tarifa de comercialização a ser paga pelo detentor da instalação decogeração. .................................... 162 5.14 Viabilidade de um sistema de cogeração em função do número de horas de funcionamento aquando do seu enquadramento na situação mais próxima de autoconsumo passível de suceder ao abrigo da modalidade geral do Decreto-Lei n.o 23/2010........................................ 170 5.15 Possibilidade de autoconsumo em cogeração prevista na alínea a) do n.o1 do artigo 4.o-B do DL n.o68-A/2015. ............................ 172 5.16 Proveito proporcionado mensalmente ao cliente industrial exemplo pela instalação de um sistema de cogeração enquadrado na submodalidade A do DL n.o68-A/2015.177 5.17 Viabilidade de um sistema de cogeração em função do número de horas de funcionamento aquando do seu enquadramento numa situação de autoconsumo. . . . . 179 xvi LISTA DE FIGURAS Lista de Tabelas 2.1 Principais características operacionais e custos típicos de diferentes tipos de sistemas de cogeração que empreguem tecnologias emergentes. . . . . . . . . . . . . 29 2.2 Possíveis vantagens e desvantagens de diferentes tipos de sistemas de cogeração que empreguem tecnologias emergentes. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 29 3.1 Valor a aplicar para cada tecnologia no caso de ser desconhecido o valor do rácio eletricidade/calor................................... 62 3.2 Evolução da tarifa de referência (em e/MWh) aplicável ao longo dos últimos dois anos a cada tipo de central de cogeração. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 74 3.3 Limite máximo do prémio de eficiência aplicável a unidades de cogeração. . . . . 76 4.1 Energia produzida em cada um dos períodos horários e remuneração mensal que a central de cogeração exemplo em estudo obteve em cada um dos meses de 2014. 97 4.2 Simulação da remuneração mensal que seria obtida pela cogeração em estudo caso a mesma optasse pela modalidade especial com modulação tarifária. . . . . . . . 99 4.3 Valores fixos a aplicar na equação 3.5 para proceder ao cálculo do valor do prémio deeficiêncianomês"m"............................... 100 4.4 Simulação para o dia 2 de Janeiro de 2014 da remuneração horária que a central de cogeração receberia caso tivesse optado pela passagem para a MG do DL n.o 23/2010........................................ 107 4.5 Simulação para o dia 2 de Janeiro de 2014 da remuneração horária que a central em estudo receberia caso opte pela passagem para a submodalidade B do DL n.o 68-A/2015. ..................................... 109 4.6 Estimativa do custo do Nm3de gás natural para o ano de 2014. . . . . . . . . . . 113 4.7 Simulação do possível valor da energia térmica produzida pela cogeração considerado que, alternativamente, a mesma seria produzida numa caldeira a GN com umaeficiênciade90%................................ 114 4.8 Valor equivalente do MWh térmico produzido em cogeração, relativamente à produção separada de energia térmica numa caldeira com uma eficiência de 90%. . . 115 4.9 Dados necessários à implementação do procedimento de simulação do valor total da cogeração em cada um dos diferentes regimes remuneratórios. . . . . . . . . . 116 4.10 Diferenças existentes no valor total da que a cogeração apresentaria nos vários cenáriospossíveis. ................................. 118 4.11 Simulação dos custos de aquisição de GN e outros custos necessários ao funcionamento de uma central com rendimento elétrico de venda de 42%. . . . . . . . 122 4.12 Proveitos provenientes da venda de energia elétrica em cada período horário e para cada um dos vário enquadramentos legais estudados. . . . . . . . . . . . . . . . 127 xvii xviii LISTA DE TABELAS 5.1 Valores da potência elétrica instalada em cogeração, da potência realmente instalada no cliente industrial exemplo e da potência instalada que se assumiu. . . . . 144 5.2 Procedimento implementado na determinação do preço médio mensal da energia consumida em horas de ponta. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 146 5.3 Procedimento implementado na determinação dos encargos horários para o cliente com a aquisição de energia elétrica. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 149 5.4 Encargos mensais com GN que o cliente industrial exemplo teria caso não abastecesse as suas necessidades térmicas através do sistema de cogeração tomado como exemplo........................................ 153 5.5 Primeira parte da simulação a implementar, correspondente à determinação da tarifa de venda elétrica da cogeração quando enquadrada na modalidade geral. . . 159 5.6 Lucro horário que se verificaria no dia 2 de Janeiro de 2014 caso o promotor da cogeração vendesse a eletricidade que produz ao cliente e injetasse o excedente na rede (de acordo com o exposto na alínea b), do n.o2, do artigo 4.o, do DL n.o 23/2010). ...................................... 165 5.7 Valor total da cogeração no cenário 1, para 2014 e considerando que a mesma venderia a maioria da eletricidade produzida a um cliente industrial, sendo a restante injetadanarede.................................... 166 5.8 Proveitos provenientes da venda de energia elétrica em cada período horário no casodocenárioemestudo.............................. 169 5.9 Componentes da fatura total que o industrial teria em 2014 sem e com cogeração. 176 5.10 Diferença entre os proveitos provenientes do autoconsumo de energia elétrica produzida em cogeração, em cada período horário, no caso do cenário em estudo e nos casos de ser ou não considerada a influência da existência de excedentes. . . 179 A.1 Instalações de cogeração de referência. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 193 A.2 Valores aplicáveis ao parâmetro LEV. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 194 A.3 Valores aplicáveis ao parâmetro EEC. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 195 A.4 Expressão de cálculo e valores aplicáveis para cada tipo de central de cogeração da parcela PF(Uref ).................................. 196 B.1 Tabela de propriedades da água saturada. Adaptado. . . . . . . . . . . . . . . . . 201 Abreviaturas e Símbolos Lista de Abreviaturas APREN Associação Portuguesa de Energias Renováveis AQS Aquecimento de Águas Sanitárias AT Alta Tensão AVAC Aquecimento, Ventilação e Ar Condicionado BT Baixa Tensão BTE Baixa Tensão Especial BTN Baixa Tensão Normal CAE Contratos de Aquisição de Energia CB Caso Base CC Cenário Cliente CCHP Combined Cooling, Heating and Power (trigeração) CHP Combined Heat and Power (cogeração) CL Cenário Legal CMEC Contratos de Manutenção e Equilíbrio Contratual CO2Dióxido de Carbono CODE Cogeneration Observatory and Dissemination Europe COGEN Europe The European Association for the Promotion of Cogeneration COGEN Portugal Associação Portuguesa para a Eficiência Energética e Promoção da Cogeração CP Contrapressão CUR Comercializador de Último Recurso DGEG Direção Geral de Energia e Geologia DHC District Heating and Cooling DL Decreto-Lei DR Declaração de Retificação EE Energia Elétrica EEGO Entidade Emissora de Garantias de Origem EIA Energy Information Administration EP Energia Primária ERSE Entidade Reguladora dos Serviços Energéticos GEE Gases com Efeito de Estufa h Horas IPC Índice de Preços do Consumidor MAT Muito Alta Tensão MCI Motor de Combustão Interna xix xx ABREVIATURAS E SÍMBOLOS ME Modalidade Especial MG Modalidade Geral MIBEL Mercado Ibérico de Eletricidade MT Média Tensão NOXÓxido de Nitrogénio OMIE Operador do Mercado Ibérico PCI Poder Calorífico Inferior PEP Poupança de Energia Primária PMI Ponto Morto Inferior PMS Ponto Morto Superior PRE Produção em Regime Especial PRO Produção em Regime Ordinário RARI Regulamento de Acesso às Redes e Interligações RD Rede de Distribuição REE Rendimento Elétrico Equivalente REN Redes Energéticas Nacionais RESP Rede Elétrica de Serviço Público RNT Rede Nacional de Transporte rpm Rotações Por Minuto RT Rede de Transporte SA Serviços Auxiliares SEE Sistema Elétrico de Energia SEN Sistema Elétrico Nacional SENV Sistema Elétrico Não Vinculado SEP Sistema Elétrico de Serviço Público SHP Separate Heat and Power SM Submodalidade SO2Dióxido de Enxofre TC Tarifa de Comercialização TES Thermal Energy Storage TUGS Tarifa de Uso Global do Sistema UE União Europeia UGS Uso Global do Sistema VTC Valor Total da Cogeração ABREVIATURAS E SÍMBOLOS xxi Lista de Símbolos BRENT Média dos valores do Crude Oil Brent publicados pela EIA C Rácio eletricidade/calor C Energia primária consumida anualmente (avaliada a partir do PCI) CCOG Compensação de autoconsumo a ser paga pela instalação de cogeração CCRref Montante unitário das emissões de CO2evitadas pela cogeração CEA Coeficiente adimensional representativo da Eficiência Ambiental da instalação de cogeração CGNcentral nova Consumo de Gás Natural de uma Central Nova CGN Custo de Gás Natural CHP EηEficiência elétrica da cogeração CHP HηEficiência térmica da cogeração CIEGp i,hSomatório da média aritmética simples das várias parcelas dos CIEG CIEGi,pSomatório das parcelas "i"dos CIEG CR Equivalente energético dos recursos consumidos anualmente em cogeração CR/C Fração de combustível renovável consumido face ao consumo total Custo TAR Custo com Tarifas de Acesso às Redes E Energia elétrica produzida ECHP Eletricidade produzida em cogeração Empc Energia elétrica produzida nas horas de Ponta e Cheias Emvs Energia elétrica produzida nas horas de Vazio e Super Vazio EPEnergia consumida em horas de Ponta EC Energia disponível no Combustível EEC Energia Elétrica fornecida à rede do SEN pela Cogeração, excluindo os consumos nos serviços auxiliares EECpc Energia Elétrica fornecida ao SEN nas horas de Cheias e Ponta EP/EE Relação entre a energia primária consumida mo cogeração no ano civil anterior ao mês em análise e a energia elétrica produzida pela cogeração no mesmo período EEPL Energia elétrica fornecida à rede do SEN pela cogeração, excluindo os consumos auxiliares EPT Energia necessária para a Produção Térmica GN Consumo de Gás Natural para obter a mesma quantidade de produção térmica conseguida pela unidade de cogeração GWh Gigawatt-hora HCHP Calor útil produzido em cogeração h Período horário de entrega da energia elétrica HF Número de Horas de Funcionamento da central de cogeração i Taxa de remuneração do capital IPC Índice de Preços do Consumidor sem habitação no continente IPCref Índice de Preços do Consumidor sem habitação no continente em Dezembro de 2011 IPVC Indexante de PVC(Uref ) K Fator adimensional responsável pela variação do prémio de eficiência em função da PEP ktCoeficiente de ponderação a aplicar ao termo VCIEGα,t xxii ABREVIATURAS E SÍMBOLOS kcal Quilocaloria kg Quilograma KPVR Coeficiente demonstrativo da existência ou da inexistência de custos evitados para as redes kVA Quilovolt-ampere kW Quilowatt kWh Quilowatt-hora LEV Perdas evitadas nas RT e RD evitadas pela instalação de cogeração MeMilhão de euros MW Megawatt MWh Megawatt-hora n Tempo de vida útil da central de cogeração (anos) N.oHC Número de Horas de Cheia N.oHP Número de Horas de Ponta N.oHSV Número de Horas de Vazio N.oHV Número de Horas de Super Vazio Nm3Normal Metro Cúbico OC Outros Custos necessários ao funcionamento da central de cogeração P Potência elétrica instalada PmedHF Potência Média da central nas Horas de Funcionamento PPPotência tomada em Horas de Ponta PA Parcela Ambiental da Tref aplicável a uma determinada instalação de cogeração PAQ Produção de Água Quente em cogeração PC Custo de referência para a valorização da poupança de energia primária PCOG Potência elétrica instalada na cogeração PE Prémio de Eficiência PEP Poupança de Energia Primária certificada na garantia ou certificado de origem emitido pela EEGO PETC Produção total de Energia Térmica em Cogeração PF Parcela Fixa da Tref aplicável a uma determinada instalação de cogeração PF(Uref )Anualização do custo unitário de investimento em novos meios de produção cuja construção é evitada pela instalação de cogeração PM Preço de Mercado PPME Prémio de Participação em Mercado Efetivo PPMT Prémio de Participação em Mercado Teórico PR Prémio de Energia Renovável PV Parcela Variável da Tref aplicável a uma determinada instalação de cogeração PV(Uref )Valor de Referência da Parcela Variável aplicável a centrais que consomem exclusivamente energia primária renovável PVC Parcela Variável correspondente a despesas com Combustível PVC(Uref )Valor de Referência de PVC PVO Parcela Variável correspondente a Outras despesas PVO(Uref )Valor de referência para PVO PVP Produção de Vapor em Cogeração PVR Parcela Variável correspondente a despesas evitadas nas Redes a montante PVR(Uref )Valor de referência de PVR 1.4 Informação e Casos de Estudo 5 •Analisar a viabilidade de um sistema de cogeração que entregue à rede a totalidade da sua produção elétrica e que se encontre enquadrado quer na anterior, quer na atual legislação retirando posteriormente as necessárias conclusões acerca das diferenças verificadas. •Compreender em que moldes se poderia enquadrar uma instalação de cogeração numa situação de autoconsumo numa fase anterior e numa fase posterior à da publicação do DL n.o 68-A/2015, analisando as diferenças e a viabilidade em ambos os casos. •Comparar a viabilidade dos vários enquadramentos legais possíveis e entre o paradigma atual de venda da totalidade da produção elétrica à rede e o autoconsumo. 1.4 Informação e Casos de Estudo A presente dissertação foi realizada em consequência do estabelecimento de um contrato de estágio profissional entre o mestrando e a Capwatt Brainpower SA tendo sido maioritariamente realizada nas instalações da Sonae Capital na cidade da Maia. Desta forma, para a realização das simulações apresentadas nos capítulos 4e5utilizou-se a informação fornecida pela empresa acerca de uma central de cogeração que atualmente se encontra a funcionar numa indústria têxtil em Portugal e que está à responsabilidade da empresa onde a presente dissertação foi realizada. No capítulo 5, adicionalmente aos dados de uma central de cogeração tornou-se necessário obter dados de um cliente industrial alimentado em média tensão, tendo sido esses dados gentilmente fornecidos pelo orientador do presente trabalho. Além da colaboração destas entidades, destaca-se ainda o papel da COGEN Portugal que amavelmente atendeu a vários pedidos quer de disponibilização de informação, quer de proporcionar condições mais vantajosas para a frequência dos vários cursos que lecionou e que apresentavam matéria interessante para a realização deste trabalho. 1.5 Estrutura da Dissertação A presente dissertação encontra-se dividida em 6 capítulos. No capítulo 1é realizado um breve enquadramento ao tema do trabalho, são descritos os objetivos e motivações que levaram à sua realização e ainda é referido o formato de obtenção dos dados necessários à realização das simulações apresentadas. No capítulo 2pode ser encontrado um sumário do estado da arte da cogeração, bem como uma análise acerca da situação que a mesma atravessa atualmente quer a nível nacional, quer a nível internacional. Assim, no mesmo pode ser encontrado o conceito da cogeração, as possíveis vantagens e problemas que decorrem da sua aplicação, os principais parâmetros caracterizadores deste tipo de central e ainda as principais tecnologias empregues. Neste capítulo são ainda apresentadas possibilidades que podem, em determinadas aplicações específicas, aumentar não só o valor como também o leque de aplicações da cogeração. 6Introdução No capítulo 3é apresentada uma completa revisão legal dos vários enquadramentos legais pelos quais a cogeração passou. Assim, numa fase inicial do capítulo é analisada a Diretiva 2004/8/CE que deu origem ao DL n.o23/2010 que até ao passado dia 30 de Abril de 2015 estabelecia as bases da cogeração em solo nacional. Devido não só à recente alteração legislativa, bem como à ausência até ao momento das portarias que garantem a aplicação em pleno da nova legislação da cogeração, neste capítulo foram ainda analisadas as várias peças legais que complementaram o anterior enquadramento. Na fase final deste capítulo é então realizada uma análise aos aspetos mais relevantes do DL n.o68-A/2015 bem como é feita referência à lei que, apesar de excluir a cogeração do seu âmbito de aplicação, introduziu o conceito de autoconsumo em Portugal. No capítulo 4é elaborado um estudo de viabilidade para a central de cogeração tomada como exemplo aquando do seu enquadramento no DL n.o313/2001, na modalidade especial dos DL n.o 23/2010 e 68-A/2015, na modalidade geral do anterior enquadramento legal e na submodalidade B da nova legislação da cogeração. Acerca das simulações implementadas deve apenas ser referido que, as mesmas consideraram que a totalidade da produção era entregue à rede e remunerada de acordo com o exposto no enquadramento legal em consideração. No capítulo 5é exibido um estudo de viabilidade para a central de cogeração tomada como exemplo aquando do seu enquadramento numa situação próxima ou explícita de autoconsumo. Sendo assim o mesmo encontra-se essencialmente dividido em duas partes distintas correspondendo a primeira delas a uma simulação da situação mais próxima possível de autoconsumo passível de ser verificada ao abrigo do anterior enquadramento legal da cogeração e a outra a uma simulação de autoconsumo ao abrigo do DL n.o68-A/2015 que atualmente define as bases da cogeração em Portugal. Finalmente, no capítulo 6, é realizada uma análise crítica à satisfação dos objetivos inicialmente propostos, são apresentadas as principais conclusões a reter através da realização da presente dissertação, bem como são deixadas algumas referências a possíveis trabalhos futuros que se afigurem interessantes para o desenvolvimento deste setor. Capítulo 2 Cogeração O presente capítulo tem como intuito a execução de uma completa revisão bibliográfica que permita sobretudo compreender qual o atual estado da arte da cogeração. Adicionalmente, e tendo em consideração as mais valias que estes complementos podem trazer a um sistema de cogeração será efetuado um breve estudo acerca da trigeração e da possibilidade do armazenamento de calor. Na fase final do capítulo será efetuada uma caracterização do estado atual da cogeração em Portugal que será posteriormente comparada com a realidade europeia e, sobretudo, com o caso exemplar da Dinamarca que será estudado em maior detalhe. 2.1 Conceito A cogeração pode ser definida como sendo um processo onde ocorre produção simultânea de energia térmica e elétrica, podendo também em adição ser produzida energia mecânica sendo que nesse caso a mesma é normalmente transformada em energia elétrica. A produção de calor e de eletricidade proveniente do processo é conseguida através da queima de um ou vários combustíveis, de origem renovável ou fóssil, de que são exemplo a biomassa, o fuelóleo, o gás natural, o biogás, etc e pode ser consumida no local da própria instalação ou vendida a terceiros para que estes a utilizem da forma que mais lhe convenha [9,18]. A energia térmica resultante do processo pode ser entregue ao consumidor final de diversas formas tais como o vapor, água quente, ar quente podendo também ser utilizado em processos industriais que dela necessitem ou noutras situações de que são exemplo os sistemas de Aquecimento de Águas Sanitárias (AQS) e os sistemas destinados à climatização de espaços (AVAC). Outra possibilidade para o uso dessa energia térmica é a sua conversão em frio através de chillers, constituindo assim um processo denominado de trigeração. [2,19,20] Nas grandes centrais termoelétricas, independentemente do processo empregue, a maioria da energia presente no combustível é transformada em calor, existindo mesmo um limite físico que apenas permite o aproveitamento de, no máximo, 60% da energia contida no combustível, sendo no entanto este valor alcançável apenas nas mais sofisticadas centrais de ciclo combinado com 7 8Cogeração turbina a gás [21]. Assim, e tendo em conta a definição de cogeração apresentada, as unidades cogeradoras devem apenas e só ser aplicáveis em locais onde exista uma necessidade comprovada de energia térmica, sendo por isso referido em algumas publicações que, muitas vezes, a eletricidade pode e deve ser considerada como um subproduto da cogeração. Tendo esta questão em consideração as unidades de cogeração devem, segundo as boas práticas do setor, ser dimensionadas de forma a satisfazer adequadamente as necessidades térmicas. A justificação para esta necessidade advém no facto de que caso esse tipo de energia seja produzida em excesso torna-se extremamente complexo encontrar uma utilização alternativa para a mesma, sendo assim frequentemente potenciado o desperdício. Já no caso de existir excedente de produção elétrica, torna-se incomparavelmente mais simples proceder ao seu escoamento uma vez que, tendo em conta a existência da Rede Elétrica de Serviço Público (RESP), é possível conduzir esse fluxo energético até um local onde o mesmo seja necessário. Se este requisito técnico for verificado, a eficiência do processo é de tal forma superior aos processos produtivos convencionais que pode mesmo alcançar os 90% [2,5,20]. Na figura 2.1 encontra-se representada esquematicamente a diferença entre a utilização de um sistema convencional e a utilização de um sistema de cogeração, tornando-se evidente a supremacia deste último relativamente ao que no passado era norma. Figura 2.1: Sistema tradicional versus sistema de cogeração. [22] De forma a avaliar adequadamente a eficiência energética dos sistemas de cogeração existe, como se pode ver na figura 2.2, um sistema semelhante ao existente para os eletrodomésticos, que classifica a eficiência energética de centrais elétricas. Através da figura, é então possível compreender que uma central apenas é considerada como estando na zona de CHP (Combined Heat and Power) ou de cogeração, quando a mesma apresenta uma eficiência global igual ou superior a 70%, sendo mais uma vez de realçar a supremacia deste valor mesmo aquando da sua comparação com as mais sofisticadas centrais térmicas convencionais. [5,23,24] 2.2 Benefícios decorrentes da utilização de sistemas de cogeração 9 Figura 2.2: Classificação da eficiência energética em sistemas de produção de eletricidade. [24] 2.2 Benefícios decorrentes da utilização de sistemas de cogeração Entendido em termos gerais o conceito de cogeração, torna-se essencial realizar uma adequada análise das suas potencialidades, nomeadamente ao nível dos benefícios que podem advir da sua utilização. Tendo já sido observado numa fase anterior do presente documento que o maior benefício da cogeração se encontra centrado na elevada eficiência que este tipo de sistema é capaz de proporcionar, desde que sejam verificados determinados requisitos, a sua utilização permite colher proveitos a nível económico, social e ambiental que se traduzirão em mais-valias quer para o país, quer para as empresas que adotem estes sistemas. [2,5,6,7,19,23] 2.2.1 A superior eficiência do processo de cogeração O primeiro benefício a ser mencionado encontra-se diretamente relacionado com os rendimentos dos processos de produção térmica e elétrica. Atualmente, na produção de energia térmica já são alcançáveis rendimentos próximos dos 90%, sendo por essa razão reduzida a possibilidade de otimização. No entanto, no conjunto englobando a produção e o transporte da eletricidade produzida nas centrais térmicas convencionais o rendimento combinado nunca ultrapassa os 50%, existindo portanto uma enorme margem de progressão nesta área. Assim sendo, e tendo em consideração o aproveitamento térmico realizado pelas unidades de cogeração, esta tecnologia pode ser vista como uma medida de eficiência energética uma vez que, comparativamente com soluções tradicionais, consegue disponibilizar a mesma quantidade energia útil (térmica e elétrica) através de um menor dispêndio de energia primária [2,4]. Para que melhor se compreenda a vantagem decorrente da utilização deste tipo de sistema relativamente a uma solução tradicional de produção separada de eletricidade e calor apresenta-se de seguida, na figura 2.3, um exemplo representativo. 10 Cogeração Figura 2.3: Rendimento resultante da produção separada de energia térmica e de energia elétrica. [4] Tal como se pode observar na figura 2.3, produzindo separadamente os dois formatos de energia capazes de ser proporcionados por um sistema de cogeração e considerando uma parcela referente às perdas nas redes, obtém-se um rendimento combinado de cerca de 66.4%, o que corresponde a uma perda de 48 kWh nos 143 kWh gastos em combustível. Acerca do exemplo apresentado deve ainda ser realçado o facto de se ter considerado que as perdas nas redes de transporte e distribuição seriam de aproximadamente 7%. Já numa unidade de cogeração considerada de elevada eficiência, para que se obtenha a mesma quantidade de energia útil, são necessários apenas 125 kWh de combustível, tal como se pode constatar através da análise da figura 2.4. Assim sendo, torna-se alcançável uma poupança de combustível na ordem dos 13% (≈12.59%), valor que pode ser obtido através do quociente entre a redução de consumo de combustível verificada e a quantidade de combustível utilizada numa solução convencional 143 −125 143 . Este valor apresenta-se como sendo apenas um exemplo meramente indicativo, uma vez que a poupança de energia primária em sistemas de cogeração pode atingir valores de até 25%. [5] Figura 2.4: Rendimento resultante da produção combinada de energia térmica e elétrica num sistema de cogeração. [4] 2.2 Benefícios decorrentes da utilização de sistemas de cogeração 11 Da Poupança de Energia Primária (PEP) resultante da utilização de cogeração provem, naturalmente, um benefício económico resultante do menor consumo de combustível para a produção da mesma quantidade de energia útil. Esta apresenta-se como sendo uma vantagem absolutamente preponderante, sobretudo para o caso de países altamente dependentes da importação de combustíveis fósseis e de que Portugal é exemplo, pois permite reduzir a subordinação face ao exterior neste género de matérias e contribuir para o equilíbrio da balança comercial. Outro aspeto interessante reside no facto da massificação da cogeração ter proporcionado um alargamento de horizontes ao nível dos combustíveis empregues na produção elétrica e térmica existindo atualmente várias unidades cogeradoras que permitem o aproveitamento de resíduos resultantes de determinadas atividades que, de outra forma, seriam na sua maioria desperdiçados ou apresentariam custos elevados para o seu processamento e que assim se evitam. [2,4,5] 2.2.2 O reduzido impacto ambiental da cogeração Também do ponde de vista ambiental a cogeração se apresenta como sendo uma atividade benéfica uma vez que, realizando um maior aproveitamento da energia contida nos combustíveis, a mesma torna-se capaz de proporcionar uma redução no seu consumo algo que conduz a que parte das emissões de Gases com Efeito de Estufa (GEE) possam ser evitadas. Para o demonstrar, e dando continuidade ao exemplo anteriormente apresentado é possível, através das figuras 2.5 e2.6, observar a redução de emissões de dióxido de carbono conseguida por uma instalação de cogeração típica. Figura 2.5: Emissões de dióxido de carbono resultantes da produção separada de energia elétrica e de energia térmica. [2] 12 Cogeração Figura 2.6: Emissões de dióxido de carbono resultantes da produção em cogeração de energia elétrica e de energia térmica. [2] A referida redução de emissões deste gás (12.6%) apresenta um valor percentual muito próximo do valor obtido para a poupança de energia primária (≈12.59%) e mostra, mais uma vez, a competitividade que uma unidade cogeradora pode apresentar para o seu promotor. No entanto, nesta análise ambiental deve ainda ser ressalvado que para os casos de centrais que utilizem combustíveis fósseis a redução das emissões de gases com efeito de estufa pode ser significativamente superior àquela que é verificada no exemplo apresentado podendo atingir valores em torno dos 30%. Por outro lado, e tendo em consideração a existência de cogerações que têm por base a utilização de combustíveis renováveis, esta atividade pode mesmo ser caracterizada por, nestas situações, proporcionar uma completa descarbonização [25]. Desta forma, a cogeração pode também ser vista como um precioso aliado ao cumprimento das cada vez mais restritas regras ambientais, das quais é exemplo o protocolo de Quioto. No exemplo apresentado foi dado especial ênfase à redução de emissões de CO2conseguida por um sistema típico de cogeração, mas, no entanto, a utilização destes sistemas permite também que sejam reduzidas as emissões de SO2, de NOXe de outras partículas nocivas para o meio ambiente. A esta redução não é alheio o facto de, na maioria das recentes unidades de cogeração, se optar pelo gás natural como combustível. [2,9] 2.2.3 O impacto da cogeração para os seus promotores e para as redes elétricas Até este ponto foram analisados sobretudo os benefícios que as unidades cogeradoras poderiam conquistar ao nível da economia que proporcionam e das suas mais-valias ambientais. No entanto, a implementação destes sistemas pode também revelar-se como sendo benéfica não só para as redes elétricas, mas também para quem a estas se encontre ligado. Como facilmente se compreende através do anteriormente exposto, sendo a cogeração instalada sobretudo em unidades industriais e de serviços, a mesma representa uma medida que contribui para a descentralização da produção, cooperando desta forma com a mudança de paradigma no setor elétrico que atualmente se encontra em curso. Esta alteração é então caracterizada pela diversificação dos combustíveis, pela dispersão das unidades de produção e sobretudo pela sua aproximação dos pontos efetivos de consumo. Esta maior proximidade da produção relativamente 2.3 Possíveis problemas da cogeração 13 ao consumo apresenta-se como uma vantagem uma vez que colabora de forma decisiva para que sejam alcançadas significativas reduções ao nível das perdas quer nas redes de transporte, quer nas redes de distribuição. Esta é de facto uma mais-valia absolutamente preponderante e que se encontra associada não só à cogeração, mas sim a toda a produção dispersa, sobretudo tendo em consideração que, atualmente, se estima que cerca 9% do total da energia produzida anualmente seja perdida nas Redes de Transporte (RT) e nas Redes de Distribuição (RD). [5,23,26] Do ponto de vista do promotor da unidade cogeradora, a instalação desta tecnologia permite ainda incrementar a fiabilidade do seu abastecimento de energia uma vez que, ao deixar de estar somente dependente da rede, se está a contribui para que aumente a redundância na alimentação térmica e elétrica da instalação. Já do ponto de vista da rede elétrica nacional, a massificação desta tecnologia contribui também para que sejam atingidas importantes reduções nas necessidade de investimento em grandes centrais térmicas e/ou hidroelétricas, para que seja aumentada a estabilidade do sistema, para que sejam minimizadas situações de congestionamentos, para que sejam evitadas situações de sobrecargas e ainda para que se consigam minimizar os custos de investimento nas RT e nas RD. [2,19] 2.2.4 O benefício da cogeração para a sociedade Finalmente, do ponto de vista social, a adoção em maior escala de sistemas de cogeração possibilita a criação de benefícios para a sociedade em geral. Do ponto de vista dos clientes finais torna-se expectável que, sobretudo tendo em consideração a redução conseguida ao nível do consumo de combustível utilizado e do maior aproveitamento de matérias que doutra forma corresponderiam a desperdícios, se obtenham reduções na fatura energética. Esta redução de custos apresenta ainda maior relevância no setor industrial pois, sendo diminuídos os custos operacionais ligados à área da energia, a competitividade das empresas é reforçada. Outras possíveis valias destes sistemas residem na possibilidade de criação de emprego, na qualificação da mão-de-obra e no desenvolvimento social. [5,23] 2.3 Possíveis problemas da cogeração Tal como em qualquer outra tecnologia, a cogeração não se encontra isenta de problemas específicos que podem condicionar de certa forma a sua proliferação. Sendo caracterizada pela sua menor dimensão comparativamente a soluções tradicionais, as unidades cogeradoras são afetadas pelo efeito de escala a vários níveis. Em primeiro lugar, estas unidades apresentam um custo específico por unidade de potência instalada significativamente superior ao das grandes centrais de ciclo combinado a gás natural. Além disto, também os custos fixos de operação e manutenção se revelam mais elevados para as unidades de menor dimensão. Apesar desta realidade menos favorável, as unidades cogeradoras conseguem revelar-se altamente competitivas ao nível dos custos associados ao consumo de combustível fruto da sua superior eficiência. Ainda assim, nem sempre esta vantagem pode ser devidamente refletida uma 14 Cogeração vez que, fruto da sua menor dimensão e consequentemente do seu menor consumo, as unidades cogeradoras vêm-se muitas vezes penalizadas por custos de aquisição de combustível menos favoráveis. Outro aspeto menos benéfico que afeta os cogeradores, reside na sua enorme dependência do custo de combustível que, caso não seja devidamente contemplado na remuneração da energia legalmente aplicável, pode inviabilizar não só o funcionamento das unidades existentes, como também a construção de novas centrais. Esta é de facto uma questão que deve ser efetivamente tomada em consideração uma vez que, exigindo um projeto deste tipo um elevado investimento inicial, caso não existam garantias de retorno do investimento, novos projetos dificilmente surgirão. Por fim, outros problemas que podem estar associados a unidades cogeradoras centram-se na inutilidade da energia térmica produzida caso a mesma não seja utilizada localmente, nas dificuldades de regulação apresentadas por algumas tecnologias e ainda em potenciais questões relacionadas com o aumento local da poluição sonora. [2,19] 2.4 Parâmetros caracterizadores de sistemas de cogeração Sempre que se considera a produção separada de energia térmica e de energia elétrica são usualmente utilizados parâmetros de rendimentos que efetuam uma comparação entre a energia produzida e aquela que se encontra contida no combustível despendido na obtenção dessa mesma produção. Assim, de forma a manter a concordância com a restante literatura e legislação sobre a cogeração, também no presente trabalho se apresentarão as expressões de cálculo dos rendimentos da produção térmica e elétrica proveniente de cogeração, referentes ao poder calorífico inferior (PCI). [27] Um processo de cogeração é, de acordo com aquilo que foi anteriormente demonstrado, um processo de produção simultânea de energia térmica e de energia elétrica. Desta forma é possível determinar, através do uso das expressões abaixo apresentadas, os rendimentos obtidos para a produção de calor e de eletricidade [5,18,23]. ηelétricoCHP =E EC (2.1) ηtérmicoCHP =Q EC (2.2) Nestas equações: •E corresponde à energia elétrica produzida. [kWh] •Q corresponde à energia térmica produzida. [kWh] •EC corresponde à energia disponível no combustível. [kWh] Conforme anteriormente referido, uma das vantagens provenientes da produção distribuída e conjunta de energia térmica e elétrica reside na obtenção de um rendimento mais elevado. Sendo 2.5 Tecnologias de Cogeração 21 vapor saturado de elevada pressão, vapor esse que se encontra a uma temperatura superior à de saturação. Obtido o referido vapor, o mesmo é direcionado para uma turbina que, usualmente, é composta por vários andares, onde é expandido com pelo menos um reaquecimento intermédio, sendo posteriormente rejeitado a baixa pressão para um condensador de vácuo onde acontece a condensação do vapor. A última fase corresponde à bombagem do condensado para a turbina, reiniciando-se desta forma o ciclo. Acerca da obtenção de energia térmica é importante tomar em consideração que a mesma pode ser obtida através da queima de qualquer combustível ou até mesmo da utilização dos gases de exaustão de outro sistema, revelando assim uma grande flexibilidade relativamente ao combustível utilizado. [6,7,9,23] No entanto, o tipo de turbina anteriormente descrito e que é conhecido como turbina de extração ou de condensação, não é o que usualmente é empregue em unidades cogeradoras sobretudo devido aos menores rendimentos globais que apresenta, uma vez que este é um equipamento que se encontra dimensionado para otimizar apenas o rendimento da conversão elétrica. Assim, em unidades cogeradoras o mais habitual é que se utilizem turbinas de contrapressão, também conhecidas como turbinas de não-condensação, dado que nestas o vapor que é exausto da turbina é diretamente enviado para o processo industrial. A denominação desta tecnologia como sendo de contrapressão é proveniente do facto de o vapor ser rejeitado a pressões similares à atmosférica, sendo estas superiores ao vácuo verificado no condensador. Apesar do rendimento elétrico ser ligeiramente penalizado, da utilização do vapor a pressões mais elevadas resulta um melhor rendimento térmico devido ao facto das características do vapor serem normalmente mais próximas das pretendidas nos sistemas industriais [6,9]. Um exemplo duma turbina deste género aplicada a um sistema de cogeração pode ser observado na figura 2.11. Figura 2.11: Esquema de um sistema de cogeração baseado na utilização de uma turbina a vapor de contrapressão. [20] Uma outra variante desta tecnologia corresponde à turbina a vapor de extração que, de forma resumida, consiste num misto entre a turbina de condensação e a turbina de contrapressão. Sendo assim, nestas turbinas uma parte do vapor é utilizada no processo industrial sendo o remanescente condensado. [6] 22 Cogeração Usualmente as turbinas a vapor são aplicáveis a unidades industriais que necessitem de grandes quantidades de vapor e têm potências normalmente superiores a 10 MW. A justificação de potências tão elevadas prende-se no facto de que, normalmente, neste tipo de sistemas, quanto mais elevada for a potência, mais elevado tende a ser o rendimento. Ao nível dos benefícios provenientes da sua aplicação, a tecnologia das turbinas a vapor é caracterizada fundamentalmente por diversos parâmetros que de seguida se explicitam. Em primeiro lugar, desde que sejam garantidas condições adequadas de funcionamento, a sua fiabilidade é bastante elevada podendo atingir valores em torno dos 95%. Ao nível da duração esperada, esta tecnologia apresenta uma excelente disponibilidade e um extenso período de vida útil que, usualmente, se encontra compreendido entre os 25 e os 35 anos. Ao nível da manutenção, este tipo de sistema usualmente apresenta reduzidas necessidades, sendo suficiente a realização de apenas uma paragem anual. Quanto aos custos das referidas manutenções estes são também mais comedidos do que em outros tipos de tecnologias cifrando-se em cerca de 0.004 epor cada kWh. No que toca às emissões, devido à enorme flexibilidade na escolha dos combustíveis a utilizar nas turbinas a vapor, estas são dependentes do combustível selecionado para o projeto em consideração. Finalmente, aquando da sua aplicação a sistemas de cogeração o rendimento global é relativamente elevado estando situado normalmente entre os 60 e os 85%. [6,9,23,30] No entanto, as turbinas a vapor apresentam também alguns aspetos desfavoráveis tais como o facto de terem tempos de arranque elevados, que normalmente atingem mais de 1 hora, o rendimento elétrico é tradicionalmente reduzido e ainda necessitam de um elevado investimento inicial. [6,9,23,30] 2.5.3 Ciclo Combinado Resumidamente um sistema de cogeração que funcione em ciclo combinado consiste na agregação de uma turbina a vapor com uma ou mais turbinas a gás. Quanto ao seu princípio de funcionamento, o mesmo é baseado na junção dos ciclos de Brayton eRankine e, tal como se pode observar na figura 2.12, as turbinas a gás acionam os alternadores sendo posteriormente aproveitado o calor dos gases de escape (que se encontram na ordem dos 450oC a 550oC) das mesmas para a produção de vapor que, numa fase posterior, será expandido na respetiva turbina conseguindo-se assim uma produção adicional de energia elétrica. Depois disto, o vapor que não é passível de ser aproveitado na turbina a vapor pode ainda ser utilizado para o fornecimento de energia térmica. [9,19,20] 2.5 Tecnologias de Cogeração 23 Figura 2.12: Esquema de um sistema de cogeração baseado na utilização de um ciclo combinado. [20] Uma das principais características a ter em conta aquando da aplicação deste tipo de tecnologia a unidades de cogeração reside no facto de que o ciclo combinado permite maximizar a produção de energia elétrica. No entanto, caso seja pretendida a produção de energia térmica a mesma pode também ocorrer com facilidade recorrendo-se para tal à utilização de extratores de vapor. [20] Acerca do seu funcionamento, os sistemas de cogeração são caracterizados por deterem uma disponibilidade média anual situada entre os 77 e os 85% e ainda por possuírem uma esperança de vida útil entre os 15 e os 25 anos. Geralmente, com o intuito de não só minimizar as perdas termodinâmicas existentes neste tipo de sistemas, como também de ter uma maior amplitude de ajuste na curva do vapor, são utilizados ciclos duplos ou triplos de pressão. No entanto, este facto aliado à utilização de uma turbina a vapor e de pelo menos uma turbina a gás conduz a que a instalação de um sistema deste tipo se revele extremamente dispendiosa. [9,19,20] 2.5.4 Motor Alternativo ou de Combustão Interna Os Motores de Combustão Interna (MCI) são máquinas térmicas alternativas que se destinam essencialmente à produção de energia mecânica e que surgiram há mais de dois séculos. Este tipo de propulsor é usualmente dividido em dois tipos, denominados por motores de explosão e motores de compressão, sendo que a principal diferenciação entre ambos reside no modo como é efetuada a ignição do combustível. Ambos os motores possuem os mesmos parâmetros de funcionamento que, resumidamente, são [6]: •Ponto Morto Superior (PMS): Corresponde à posição extrema do pistão localizada na parte superior do cilindro e que caracteriza o volume mínimo do cilindro. •Ponto Morto Inferior (PMI): Corresponde à posição extrema do pistão localizada na parte inferior do cilindro e que caracteriza o volume máximo do cilindro. •Curso do Êmbolo: Corresponde à distância percorrida entre o PMS e o PMI. 24 Cogeração •Tempo do Motor: Corresponde ao deslocamento do êmbolo, do PMS ao PMI, em resultado da expansão dos gases de combustão. •Volume da Admissão: Corresponde ao volume existente entre o PMS e o PMI. •Volume da Câmara de Combustão: Corresponde ao volume que é ocupado pela mistura ar/combustível quando o pistão se encontra no PMS. •Taxa de Compressão: Corresponde à relação volumétrica existente no cilindro antes e depois da compressão. Os motores de explosão, também denominados por motores de ignição por faísca, surgiram em 1876 pelas mãos do engenheiro alemão Nikolaus August Otto. A câmara de combustão deste tipo de motorização, tal como se pode ver na figura 2.13, é composta por um cilindro, uma válvula de entrada, uma válvula de exaustão e uma vela de ignição. No interior do cilindro existe um pistão (ou êmbolo) acoplado a uma biela que se encontra articulada com a cambota, sendo esta última responsável pela transformação do movimento retilíneo do conjunto pistão-biela num movimento rotativo. [6,9,30] Figura 2.13: Constituição da câmara de combustão de um motor de combustão interna. [22] Na generalidade dos casos os motores de explosão têm um princípio de funcionamento que pode ser subdividido em quatro tempos distintos denominados por admissão, compressão, expansão e escape e que se encontram demonstrados através da figura 2.14. 2.5 Tecnologias de Cogeração 25 Figura 2.14: Quatro tempos de um funcionamento do ciclo de Otto. Adaptado de [19]. O primeiro tempo, denominado por admissão, tem início quando o êmbolo se encontra no PMS. Abrindo-se a válvula de admissão e mantendo a válvula de escape fechada o pistão deslocase até ao PMI permitindo desta forma a entrada da mistura ar/combustível. Nesta fase a cambota roda meia volta. Assim que o êmbolo atinge o PMI a válvula de admissão é fechada e passa-se ao segundo tempo que é conhecido como compressão. Neste, mantendo-se a válvula de escape fechada a mistura é comprimida aquando do deslocamento ascendente do pistão do PMI para o PMS. Instantes antes de o pistão atingir o PMS a vela provoca uma faísca que marca o início da combustão. Durante a compressão a cambota roda mais meia volta, perfazendo uma volta completa. Depois da vela de ignição lançar a faísca e o êmbolo atingir novamente o PMS, a mistura de ar e combustível que havia sido comprimida incendeia-se e explode marcando assim o terceiro dos quatro tempos. A referida explosão faz com que o pistão desça e se desloque do PMS até ao PMI e com que a cambota rode mais meia volta. Durante esta terceira fase, conhecida como explosão, quer a válvula de admissão, quer a válvula de escape se mantêm fechadas. Finalmente, o quarto tempo é conhecido como exaustão ou escape e, após a abertura da válvula de escape, o pistão desloca-se do PMI até ao PMS empurrando desta forma para o exterior os gases resultantes da queima do combustível. Nesta etapa a cambota realiza mais meia volta, realizando assim duas voltas que caracterizam um ciclo de trabalho. Após esta quarta e última etapa, o motor retorna às condições iniciais permitindo assim que o ciclo se repita. [6,7,22,30] Passando agora para os motores de compressão, estes surgiram mais tarde, mais precisamente no ano de 1892, através do engenheiro alemão Rudolf Diesel. O seu princípio de funcionamento é bastante semelhante ao anteriormente descrito para os motores Otto existindo no entanto algumas pequenas diferenças importantes de serem compreendidas. A primeira distinção pode ser feita logo na admissão, uma vez que nos motores de compressão apenas é admitido ar. Desta forma, a superior taxa de compressão dos motores Diesel pode ser justificada pela compressão apenas de ar, enquanto nos motores Otto é comprimido o ar juntamente com o combustível. Já na segunda fase do ciclo, durante a compressão, devido à maior taxa de compressão destes motores o ar atinge 26 Cogeração maiores temperaturas o que faz com que apenas nesta fase seja injetado o combustível e com que, devido às elevadas temperaturas verificadas, seja dispensável a existência de uma vela de ignição uma vez que o combustível inflamará por si só. [6,7,22,30] Ao nível dos combustíveis deve também ser realçada a diferença existente entre motores Otto e motores Diesel. Quanto aos primeiros, os mesmos apresentam alguma flexibilidade a este nível podendo desta forma funcionar com gasolina, álcool, gás natural, bioetanol ou mesmo biogás [33]. Já quanto aos segundos, o referido tipo de motor apresenta de igual forma alguma flexibilidade ao nível dos combustíveis passíveis de serem queimados, podendo assim funcionar com gasóleo, óleo diesel ou mesmo com biodiesel. [6,7,9] Ambos os motores foram muito bem-sucedidos no mercado e ainda hoje, devido essencialmente à sua ampla gama de potências, são aplicados para os mais diversos fins. Acerca destes motores deve ainda ser referida a existência de variantes de dois tempos em ambas as tecnologias. Estas diferem das de quatro tempos essencialmente por terem menos partes móveis, serem menos complexas, pouco volumosas e muito mais leves, o que leva a que se consiga que, para as mesmas dimensões, sejam obtidas potências muito superiores. Assim sendo motores de dois tempos de ciclo Otto tornaram-se populares sobretudo em pequenas motas, motosserras, ou mesmo os pequenos geradores elétricos especialmente devido às interessantes potências obtidas com motores simples, leves e de reduzidas dimensões. No entanto, também existem exemplos de aplicações de motores a dois tempos de grande porte sendo que estes têm normalmente por base o ciclo de Diesel e se aplicam, por exemplo, na indústria naval. Apesar de todos estes potenciais atrativos a utilização de motores de dois tempos é atualmente bastante reduzida principalmente devido ao facto da sua menor eficiência e dos problemas ambientais que advêm da sua utilização e de que é exemplo a emissão pelo escape dos combustíveis não queimados. [34] Depois de realizado o enquadramento dos motores de combustão interna e explicadas as tecnologias existentes bem como as suas variantes importa compreender qual a sua aplicação em sistemas de cogeração. Atualmente, especialmente devido a questões ambientais, os motores de combustão interna com maior taxa de penetração utilizam gás natural como combustível. No entanto, a utilização de motores a gás natural apresenta-se também como sendo uma escolha adequada a vários níveis tais como nos custos iniciais, uma vez que os mesmos são menos onerosos que os de outras tecnologias alternativas, no arranque, dado que o mesmo é expedito, na fiabilidade, na sua adequada capacidade para efetuar seguimento de carga e ainda no seu elevado potencial de recuperação do calor desperdiçado. A este último aspeto da recuperação do calor desperdiçado deve ser dado especial ênfase pois, tipicamente, a energia térmica que está contida nos gases de exaustão pode representar cerca de 60 a 70% do total da energia contida no combustível, energia essa que de outra forma seria desperdiçada. Assim, em sistemas de cogeração este calor pode ser aproveitado para que se produza água quente ou vapor de baixa pressão conseguindo-se desta forma obter rendimentos que, usualmente, se encontram entre 70 e 80%. Acerca dos gases de escape importa ainda perceber que estes geralmente se encontram a uma temperatura entre os 300 e os 400oC o que, comparativamente com o que acontece nas turbinas a gás, representa uma temperatura muito mais baixa e que pode condicionar a aplicação do mesmo em determinados processos 2.5 Tecnologias de Cogeração 27 industriais. De forma a ultrapassar este potencial problema recorre-se com frequência a uma fonte adicional de calor que é conseguida através da realização de uma queima adicional numa caldeira de exaustão ou numa caldeira auxiliar. [6,7,9] Um exemplo de um sistema de cogeração que recorre a um motor de combustão interna pode ser visto na figura 2.15 estando o seu princípio de funcionamento dependente do ciclo empregue aquando da sua conceção. Além das vantagens anteriormente referidas para os MCI a Gás Natural (GN), existem outras transversais a todo o leque de combustíveis utilizados. Exemplos disso são, caso seja realizada uma adequada manutenção, a elevada disponibilidade que estes sistemas apresentam, a grande tolerância para arranques e paragens consecutivas e os breves tempos de arranque exibidos. [6,7,9,23] Figura 2.15: Esquema de um sistema de cogeração baseado na utilização de um motor de combustão interna. [20] 2.5.5 Motor a Vapor Numa fase anterior do presente trabalho já foi apresentado o principio de funcionamento da turbina a vapor que, como visto, era uma tecnologia amplamente divulgada sobretudo devido às suas características interessantes aliadas ao seu preço mais competitivo. Existe no entanto uma outra tecnologia a vapor que, apesar de se encontrar menos difundida, é já uma tecnologia suficientemente atrativa para que seja utilizada. De forma breve, e tal como se pode observar na figura 2.16, o processo tem início com a queima de um combustível. Posto isto, os gases resultantes da combustão são enviados para a caldeira na qual se dá a geração do vapor. Esse vapor dirige-se para o motor onde, com o auxílio de um gerador, o trabalho mecânico gerado é convertido em energia elétrica útil. Depois da passagem pelo motor, o vapor restante é levado até um condensador onde é realizado o aproveitamento do calor para a realização do aquecimento local. Finalmente, recorrendo aos préstimos da bomba de água, o vapor condensado é levado até à caldeira fechando desta forma o ciclo. [9] 28 Cogeração Figura 2.16: Esquema de um sistema de cogeração baseado na utilização de um motor a vapor. [9] Aquando da comparação de sistemas de cogeração que utilizem motores a vapor, com sistemas que apliquem turbinas a vapor, os primeiros produzem níveis de potência elétrica mais baixos o que pode inviabilizar a sua aplicação. Existem ainda outros fatores menos positivos que podem limitar a aplicação deste tipo de motores tal como a sua grande necessidade de manutenção e o seu elevado ruído de funcionamento. No entanto, ao contrário da maioria das tecnologias, os motores a vapor apresentam-se interessantes aquando do seu funcionamento a cargas parciais, conseguindo obter rendimentos próximos de 90% do rendimento máximo. Outras vantagens interessantes desta tecnologia, e que aumentam a sua competitividade, centram-se no facto da ampla versatilidade ao nível dos combustíveis utilizados, podendo usar praticamente qualquer combustível e ainda no longo tempo de vida útil dos mesmos que pode atingir valores superiores a 200000 horas (aproximadamente 23 anos), caso a manutenção seja realizada atempadamente e com a devida frequência. [9] Dentro dos motores a vapor existe ainda uma variante tecnológica denominada de motor a vapor “tipo parafuso” que, tendo um princípio de funcionamento baseado no ciclo de Rankine, se torna especialmente adequada para a utilização de biomassa em sistemas de cogeração. Usualmente este tipo de sistema apresenta uma gama de potências elétricas compreendida entre os 200 e 2500 kW. Sendo assim, devido à sua reduzida potência relativamente às restantes tecnologias analisadas e ao facto de ser uma tecnologia que se encontra ainda em fase de desenvolvimento a mesma não será detalhada no presente documento. [9] 2.5.6 Tecnologias Emergentes Como explicado na fase introdutória deste subcapítulo referente às tecnologias aplicáveis a unidades de cogeração, é usual a literatura dividir as tecnologias de cogeração em convencionais e emergentes, sendo que as últimas incluem as microturbinas e as pilhas de combustível. Porém, uma vez que as tecnologias supracitadas além de apresentarem tipicamente potências reduzidas se encontram ainda em fase de desenvolvimento as mesmas vêm para já reduzida a sua gama de aplicações, sendo tendo por essa razão sido preteridas na presente dissertação. Ainda assim, e de 2.5 Tecnologias de Cogeração 29 forma a que se possa ter uma noção das suas principais características, benefícios e problemas, apresentam-se de seguida as tabelas 2.1 e2.2 onde essa informação se encontra resumida. [6,7, 9,18,23,29,30] Tabela 2.1: Principais características operacionais e custos típicos de diferentes tipos de sistemas de cogeração que empreguem tecnologias emergentes. Adaptado de [23]. Tabela 2.2: Possíveis vantagens e desvantagens de diferentes tipos de sistemas de cogeração que empreguem tecnologias emergentes. Adaptado de [23]. 30 Cogeração 2.6 Trigeração A trigeração ou, como é denominada na literatura anglo-saxónica, CCHP (Combined Cooling, Heating and Power) consiste na produção simultânea de eletricidade, calor e frio tendo por base a queima de um único combustível. Este tipo de sistemas corresponde à junção de um sistema tradicional de cogeração com dispositivos denominados por chillers que, normalmente aproveitando o calor que de outra forma seria desperdiçado, conseguem produzir energia térmica sob a forma de frio. Como facilmente se compreende, de forma análoga a soluções simples de cogeração, e tal como se pode ver na figura 2.17, os sistemas de trigeração permitem também obter grandes aproveitamentos da energia contida no combustível, sobretudo aquando da sua comparação com as grandes centrais térmicas convencionais. [6] Figura 2.17: Diagrama de Sankey para um sistema de trigeração exemplo. [20] Para que se consiga produzir energia térmica a baixa temperatura, os sistemas de cogeração devem produzir água gelada com uma temperatura compreendida entre os 5 e os 10oC, recorrendo para tal a equipamentos denominados de chillers que não são mais do que dispositivos cuja função passa por arrefecer água ou outro líquido através de um ciclo termodinâmico. Existem, fundamentalmente, três tipos destes equipamentos denominados por chillers de compressão (ou elétricos), chillers de absorção e chillers de adsorção. [19,20] Realizando uma breve descrição de cada um destes tipos de chiller, o primeiro utiliza no seu funcionamento um compressor mecânico que é acionado por um motor elétrico sendo o mesmo responsável pelo aumento da pressão numa determinada fase do ciclo termodinâmico. Esta solução apresenta o problema de ter um elevado consumo energético associado. Quanto aos chillers de absorção, os mesmos podem ser divididos em dois tipos distintos, denominados por chillers de absorção de ignição direta e por chillers de absorção de ignição indireta. Nos primeiros, o calor necessário para o processo obtém-se queimando diretamente um combustível que, tipicamente, é o gás natural. Já nos segundos, o calor necessário ao processo é fornecido através de vapor de baixa pressão, água quente, gases de combustão ou até mesmo energia solar. 2.8 A cogeração em Portugal 37 crescimento. Além do enquadramento favorável que havia sido criado, também os elevados custos da eletricidade verificados bem como a inexistência de alternativas de abastecimentos que tanto preocupavam as empresas nessa altura potenciaram o desenvolvimento das unidades cogeradoras ligadas ao setor industrial. Assim, a partir de 1990 foram instaladas em Portugal 64 novas centrais de cogeração industriais que tinham por base a utilização de motores Diesel a fuelóleo e que juntas totalizavam uma potência de 350 MW. Tal como a tecnologia das turbinas a vapor de contrapressão havia marcado a cogeração industrial na década de 80, na década de 90 esse lugar coube às centrais com motores Diesel. Conforme se pode observar na figura 2.22, a maioria do investimento na década de 90 em centrais de cogeração com este tipo de motores foi feita na indústria têxtil, sendo também de destacar o equilíbrio da aposta nesta tecnologia verificado noutros setores industrias como o da pasta e papel, alimentar e madeira com valores em torno dos 10%. [42] Figura 2.22: Distribuição por setores industriais das centrais de cogeração com motores a fuelóleo em 2000. [42] Próximo do final da década de 90, mais precisamente no ano de 1997 foi introduzido em território nacional o gás natural abrindo-se assim um novo leque de possibilidades para a cogeração. Tendo sobretudo em atenção as restrições ambientais cada vez mais apertadas assistiu-se nos últimos dez anos a uma atualização da maioria das centrais existentes. Assim, a generalidade das centrais Diesel, sobretudo aquelas que já se encontravam amortizadas, foram sendo progressivamente reconvertidas de fuelóleo para gás natural. Existiram também atualizações de algumas centrais que, com o intuito de aumentar não só a eficiência como também a potência, passaram a ser ciclos combinados. Além desta possibilidade de adaptar unidades já existentes, a introdução do GN abriu também caminho à aplicação de tecnologias que até então não eram passíveis de ser aplicáveis de que são exemplo os motores Otto a gás natural e as turbinas a gás. Estas tecnologias rapidamente se massificaram e, no ano de 2011, o seu valor de potência instalado totalizava os 820 MW, potência essa que se encontrava distribuída por vários setores industriais. Na figura 2.23 torna-se então observável a distribuição das referidas tecnologias pelos vários tipos de unidades industriais existentes e, através da mesma, fica demonstrado que a indústria têxtil foi a principal responsável pelo crescimento da tecnologia de cogeração com motores Otto a GN enquanto que as indústrias químicas, dos petróleos e da pasta de papel foram as maiores responsáveis pela massificação das unidades cogeradoras com turbinas a GN. [42] 38 Cogeração Figura 2.23: Distribuição por setores industriais das centrais de cogeração com motores Otto a GN e das centrais de cogeração com turbinas a GN (esquerda e direita respetivamente) [42] Em resumo, e através da análise da figura 2.24, é possível em primeira instância perceber que a maioria das unidades de cogeração existentes em solo nacional utiliza o gás natural como combustível. Através da análise da referida figura pode ainda ser observada de forma absolutamente evidente a explicação anteriormente efetuada acerca das tecnologias que marcaram cada uma das diferentes décadas. Assim, claramente até à década de 90 a tecnologia dominante foi a das turbinas de contrapressão, tendo sido durante a década de 90 substituída pelos motores a fuelóleo. Já a partir de finais da década de 90 é clara a preponderância assumida pelas turbinas a gás natural face às demais tecnologias. Na figura é ainda percetível que, pelo menos até ao ano de 2012, as microturbinas eram ainda uma tecnologia praticamente desconhecida no nosso país significando isto que a microcogeração é ainda uma vertente que se encontra praticamente inexplorada. [42] Figura 2.24: Evolução ao longo dos anos das instalações de unidades de cogeração tendo em conta a tecnologia empregue. Adaptado de [42] 2.8 A cogeração em Portugal 39 2.8.2 Situação atual Depois de realizado o enquadramento histórico da atividade da cogeração em Portugal, tornase importante perceber de que forma a mesma se encontra desenvolvida e quais as tendências verificadas nesta área. No caso nacional, e tendo por base os últimos dados disponíveis que remontam ao ano de 2013, existe uma potência total instalada de cogeração que toma um valor próximo dos 1300 MW. Desse valor, e tal como se pode constatar na figura 2.25, a maioria da potência encontra-se alocada a turbinas de gás natural. Sobre a mesma figura é ainda interessante notar que quer as turbinas de contrapressão, quer os motores a fuelóleo que, como anteriormente estudado, foram tecnologias que marcaram as décadas de 80 e 90 se encontram praticamente extintas no nosso país tendo pesos de 5% e 1%, respetivamente. No gráfico é ainda possível a retirada de mais duas conclusões interessantes. A primeira, e como já havia sido referido anteriormente, é que juntando o peso das turbinas a gás natural com o dos motores que têm por base a utilização desse mesmo combustível, obtém-se o valor de 68% o que mais uma vez reforça o peso que o gás natural tem para a cogeração em Portugal. A segunda reside no facto de a biomassa, à qual normalmente está associado o conceito de cogeração renovável, deter um peso superior a 25% do total da potência instalada em cogeração. [43] Figura 2.25: Peso de cada uma das tecnologias de cogeração em Portugal no ano de 2013. [43] Interessante também se torna a compreensão de quais os locais onde é aplicada a cogeração em Portugal. Essa informação encontra-se presente na figura 2.26 e nela se pode constatar que as indústrias química, do papel e têxtil são as principais utilizadoras deste tipo de instalação. Assim sendo, é possível compreender que a cogeração apresenta um grande peso em indústrias que são, na sua grande maioria, exportadoras uma vez que permite às mesmas serem mais competitivas no mercado global. Acerca do referido gráfico é também de destacar a presença da cogeração na área hospitalar portuguesa existindo para já sistemas de cogeração em vários hospitais nacionais e de que são exemplo o São João, o Pedro Hispano, o Garcia de Horta, o São Francisco Xavier, o São Bernardo e o São André. [35,43,44,45,46] 40 Cogeração Figura 2.26: Distribuição por setor de atividade da potência instalada em cogeração em Portugal, no ano de 2013. [47] Sendo a cogeração em Portugal integrada na Produção em Regime Especial (PRE), importa também entender qual o papel que a mesma desempenha dentro dessa área, nomeadamente percebendo a quantidade de energia que esta consegue fornecer à rede elétrica. Assim, recorrendo aos dados da Entidade Reguladora dos Serviços Energéticos (ERSE) presentes na figura 2.27, é possível observar a evolução da energia entregue à rede por unidades de cogeração renováveis e não renováveis que no gráfico se apresentam a laranja e vermelho, respetivamente. Através da figura é então possível perceber que, quanto à cogeração renovável, e com exceção das transições de 2003 para 2004 e de 2004 para 2005, a evolução foi reduzida, havendo normalmente um ligeiro crescimento de ano para ano. Já para as cogerações não renováveis existiram períodos onde a mesma se reduziu, de que são exemplos as transições dos anos 2000 para 2001 e de 2007 para 2008, mas na globalidade a energia entregue à rede foi aumentando a um nível superior ao da cogeração não renovável. Analisando agora os dados presentes na figura para o ano 2013, é possível entender que a totalidade da energia entregue à rede por unidades cogeradoras atingiu os 7130.6 GWh. Deste valor aproximadamente 26% corresponde a energia fornecida por unidades renováveis, sendo logicamente os restantes 74% oriundos de cogerações que têm por base a utilização de combustíveis fósseis. Ao nível de dimensão, enquanto PRE, a cogeração ocupa o segundo lugar logo atrás da energia eólica representando cerca de 32.7% do total da produção em regime especial existente em Portugal. [12] 2.8 A cogeração em Portugal 41 Figura 2.27: Evolução ao longo dos anos da energia elétrica entregue à rede pelas várias tecnologias de PRE existentes em Portugal. [12] Depois de conhecido o valor da energia elétrica entregue à rede por centrais de cogeração no ano 2013, é também interessante compreender o impacto que esse valor apresentou na satisfação da carga verificada a nível nacional nesse mesmo ano. Assim, e tal como se pode observar pelos dados da Associação Portuguesa de Energias Renováveis (APREN) presentes na figura 2.28, a cogeração foi responsável pela alimentação de aproximadamente 16% da carga verificada nesse ano, estando nesse valor contabilizado a PRE não renovável (representada a cinzento claro na parte esquerda da figura) e a parte da PRE correspondente à biomassa que, pelo menos em parte, está associada a unidades de cogeração (e que se encontra representada a laranja na parte direita da figura). 42 Cogeração Figura 2.28: Peso de cada uma de cada uma das fontes de produção de eletricidade na satisfação do consumo nacional verificado no ano de 2013. [48] Caso se pretenda é ainda possível obter no website da REN o diagrama horário de cargas verificado para um determinado dia e, dentro desse diagrama, é ainda exequível a obtenção subdiagramas com a produção em regime especial, a produção térmica, a produção hidráulica e ainda o saldo importador/exportador. Desta forma, e a título de exemplo, obtiveram-se as figuras 2.29 e2.30 que mostram para o dia 23 de Fevereiro de 2015 não só o diagrama de cargas verificado como também o diagrama da produção em regime especial térmica a que esta dissertação respeita (cogeração). [49,50] Figura 2.29: Diagrama de cargas referente ao dia 23 de Fevereiro de 2015. [49] 2.8 A cogeração em Portugal 43 Figura 2.30: Diagrama de produção em regime especial térmica (cogeração) verificado no dia 23 de Fevereiro de 2015. [50] Conforme se pode observar através da análise da figura 2.30 a cogeração apresenta uma produção praticamente constante ao longo do dia, sendo este comportamento verificável não só para o dia em análise, mas também para a globalidade dos dias que foi possível examinar. Desta forma reforça-se a ideia presente em algumas publicações que a utilização de unidades de cogeração pode funcionar como um importante complemento às unidades renováveis que, sobretudo no caso da eólica, se apresentam como altamente variáveis ao longo do dia. Um aspeto essencial a conhecer sobre qualquer tecnologia de produção de energia reside logicamente no seu custo, sendo também interessante perceber qual foi a sua evolução ao longo dos últimos anos. Assim sendo, é apresentada a figura 2.31 na qual é exibida a evolução dos custos médios anuais por tecnologia desde o ano 2000 até ao ano 2013. Da análise da referida figura torna-se compreensível que a cogeração, sobretudo a que utiliza como meio de produção de energia os combustíveis fósseis, é um tipo de produção particularmente sensível aos preços dos combustíveis. Desta forma, como se pode observar através da diferença de preços verificada entre os anos de 2007/2008 e os anos 2011/2012, fatores como a crise internacional e desastres naturais, como o que afetou Fukushima em Março de 2011, têm uma forte influência no custo das matériasprimas necessárias ao funcionamento deste género de centrais e prejudicam logicamente o seu custo médio anual. Mesmo assim, observando o comportamento da cogeração de origem renovável, a mesma já se apresenta com custos mais próximos do que aqueles que são apresentados por outras fontes de energia renovável como a eólica ou as pequenas centrais hídricas. De facto deve ser destacada essa proximidade, uma vez que quer as centrais eólicas, quer as pequenas hídricas não apresentam qualquer custo variável de funcionamento uma vez que o “combustível” necessário ao seu funcionamento se encontra disponível com uma determinada frequência e de forma inteiramente gratuita, enquanto as cogerações, mesmo que sejam consideradas renováveis (utilizem pelo menos 50% de combustível de origem renovável), necessitam muitas vezes de tratar e transportar esse combustível até às mesmas o que logicamente onera os custos de produção. Além desta questão deve ser destacado que, ao contrário de outras tecnologias que centram o seu foco de atividade exclusivamente na produção elétrica, a cogeração não se destina de forma exclusiva 44 Cogeração a esse fim e, como tal, caso seja considerada uma adequada valorização para a energia térmica, a mesma apresentar-se-á certamente como sendo ainda muito mais competitiva comparativamente com outras tecnologias. Figura 2.31: Evolução do custo médio anual para cada uma das diferentes tecnologias de PRE de 2000 a 2013 (e/MWh). [12] Apesar de penalizada pelo aspeto anteriormente referido da flutuação do preço de produção em função do preço dos combustíveis fósseis no mercado, têm-se assistido nos últimos dois anos a uma progressiva redução do custo médio anual de produção da cogeração não renovável. Esta constatação pode ser vista não só na figura 2.31, como também na figura 2.32 e contrasta com a tendência que se está a ser verificada quer nas unidades eólicas quer nas pequenas hídricas. Caso esta tendência se mantenha será reforçada mais uma vez a competitividade da cogeração sobretudo enquanto PRE que, como visto anteriormente, apresenta vantagens que embora distintas dos outros tipos de PRE podem ser extraordinariamente interessantes para muitas áreas de atividade. Na figura 2.32 deve também ser notada a redução conseguida a este nível pelos sistemas solares fotovoltaicos. No entanto, o valor do seu custo médio anual de funcionamento é ainda assim revelador de que esta é uma tecnologia que, embora tenha um elevado potencial de crescimento em países com bons níveis de irradiação, e de que Portugal é exemplo, se encontra numa fase relativamente prematura de desenvolvimento. 2.8 A cogeração em Portugal 45 Figura 2.32: Evolução do custo médio anual (em e/MWh) para cada uma das diferentes tecnologias de PRE em 2013 e 2014. [12] De forma a finalizar esta análise da situação atual da cogeração em Portugal torna-se ainda interessante compreender qual a tendência que se tem verificado ao nível do investimento/desinvestimento deste tipo de produção. Assim, tendo por base mais uma vez os dados fornecidos pela ERSE, e que se encontram exibidos na figura 2.33, é possível perceber que os últimos investimentos em unidades de cogeração remontam ao já longínquo ano de 2011. Figura 2.33: Evolução da potência total e dos novos investimentos em PRE nos anos 2009 a 2014. [12,13,14] Tendo então por base os dados fornecidos pela ERSE é possível compreender que se verificou ao longo dos últimos anos um progressivo desinteresse na atividade de cogeração e que se traduziu na ausência de novos investimentos nesta área. Além da inexistência de novos investimentos a cogeração nacional saiu ainda bastante a perder nestes últimos anos. Segundo os dados apresentados pela Associação Portuguesa para a Eficiência Energética e Promoção da Cogeração (COGEN Portugal), em Dezembro de 2014, na segunda edição do workshop acerca do enquadramento legal da cogeração naquela data, desde da entrada em vigor da anterior legislação da cogeração (que só aconteceu em 2012 devido ao facto de aquando da sua publicação o DL n.o23/2010 não contem- 46 Cogeração plar os valores de tarifa aplicáveis a cada tipo de unidade cogeradora) já foram encerradas pelo menos 40 unidades de cogeração, totalizando uma potência superior a 211 MW. Para que se tenha uma melhor noção do impacto desta realidade existiam em Portugal nessa altura cerca de 160 unidades de cogeração com uma potência global de cerca de 1300 MW, correspondendo assim estes encerramentos a mais de 16% do total da potência instalada [11,51,52]. Logicamente que todos estes fechos tiveram consequências quer para a economia nacional, quer para o ambiente. A nível económico estima-se que o fecho destas centrais tenha conduzido a um aumento da importação de combustíveis próximo das 36 ktep/ano. Esta revela-se de facto uma situação preocupante a nível nacional uma vez que sendo Portugal um país puramente importador de combustíveis fósseis, aumentando o consumo está-se também a aumentar a dependência em relação aos países produtores, sendo problemática a instabilidade que caracteriza a maioria desses países e que frequentemente se reflete no preço a pagar pela matéria-prima. Também do ponto de vista ambiental, o encerramento de centrais de cogeração trouxe consigo efeitos nefastos que se sentem não só ao nível do ambiente mas também ao nível dos objetivos nacionais de eficiência energética. Desta forma, e tomando em consideração os dados existentes relativos à cessação da atividade de 33 das referidas 40 centrais de cogeração, é estimado que as emissões de dióxido de carbono para a atmosfera se tenham elevado em cerca de 125000 toneladas por ano o que, conhecendo-se os efeitos nocivos que este gás apresenta para a atmosfera, é algo altamente desfavorável. [11] Sendo conhecida a situação atual da cogeração em Portugal importa tentar perceber a que se deve a mesma. Com esse intuito e analisando a legislação que atualmente regula a atividade da cogeração rapidamente se compreende que existem alguns obstáculos legais que estão a causar falta de confiança nos potenciais investidores o que os leva a não aplicar o seu capital neste tipo de negócio. Assim, por exemplo aquando da sua publicação, o Decreto-Lei n.o23/2010, que até ao passado dia 30 de Abril de 2015 regulava a atividade da cogeração em Portugal, veio incutir a criação de duas modalidades pelas quais os cogeradores poderiam livremente optar, sendo então denominadas por Modalidade Especial (ME) e por Modalidade Geral (MG). O primeiro problema com esta legislação surgiu quer através da ausência de um possível procedimento de cálculo, quer com a inexistência de um valor para a tarifa de referência a ser pago à energia elétrica produzida pelas centrais de cogeração, valor esse que só foi tornado público cerca de 2 anos mais tarde com a publicação da Portaria n.o140/2012. Este desfasamento temporal colocou qualquer possível interessado na expectativa afastando assim qualquer possibilidade de investimento dada a carência de qualquer tipo de garantia de retorno do investimento efetuado. Voltando um pouco atrás, às referidas modalidades, na geral estava previsto um prémio de participação em mercado para as centrais que aceitassem participar no mesmo. No entanto, uma vez que não foi salvaguardada qualquer garantia de escoamento para a energia elétrica produzida pelas unidades de cogeração, e muito menos existia a figura do facilitador de mercado prevista no n.o1 do artigo 20.odo DL n.o215-A/2012, a aplicabilidade desta modalidade a novos projetos encontrou-se desde logo fortemente condicionada. Para que melhor se compreenda a vantagem da criação de um facilitador de mercado, este pode ser explicado como sendo uma entidade que 2.9 Situação Internacional da Cogeração 53 Figura 2.35: Mix de combustíveis utilizados em cogeração, verificado no ano de 2012 para os 28 estados-membros da UE. [43] 2.9.1 O caso exemplar da Dinamarca e a importância das redes DHC Como se compreende da análise da figura 2.34 a Dinamarca é um dos países Europeus onde a cogeração apresenta uma maior massificação. De facto este país pode mesmo ser tomado como sendo um exemplo em matéria de eficiência e de cogeração dada a sua larga tradição na área. O início da atividade de cogeração na Dinamarca data do ano de 1903, tendo ocorrido na cidade de Frederiksberg fruto da urgente necessidade de eliminar a enorme quantidade de resíduos produzidos por uma população próxima dos 75000 habitantes, que se encontrava em franco crescimento e que de outra forma poderia estar a colocar em causa não só o meio ambiente envolvente como também a saúde pública. Este projeto rapidamente provou ser uma enorme valia para todos, não só pela eliminação de um grave problema social, como também pelo aproveitamento realizado do calor proveniente do processo de incineração dos resíduos que foi conduzido através de túneis construídos para o efeito para um hospital, um lar de idosos e um albergue marcando assim o inicio do aquecimento urbano. Ciente da vantagem proporcionada por este sistema a tecnologia difundiu-se no país, maioritariamente usando combustíveis fósseis, tendo sido encontrado na década de 60 o método que na época seria o mais eficaz para o transporte de calor. Este consistia em transporta-lo em redes de distribuição formadas por tubos de ferro com isolamento térmico de poliuretano e com um revestimento plástico de forma a garantir a resistência à corrosão. [64] Já na década 70, mais precisamente em 1973, a grave crise de petróleo que afetava o mundo levou a Dinamarca a repensar o seu sistema elétrico uma vez que esta, importando quase 100% dos combustíveis fósseis que consumia, se encontrava extremamente vulnerável a esta situação. De forma a ultrapassar esta situação, foi diversificado o leque dos combustíveis utilizados, tendo sido dado especial ênfase aos afetos à biomassa. Além desta medida, de forma a incrementar a eficiência energética no país foi também realizada uma aposta expressiva na produção descentralizada sobretudo através de sistemas de cogeração aplicados a sistemas de aquecimento centralizado. Estas medidas depois de devidamente aplicadas surtiram um efeito tal que, através de uma 54 Cogeração simples análise de dados provenientes da economia Dinamarquesa, rapidamente se percebe o seu real impacto. Assim, desde 1980 a economia dinamarquesa já cresceu mais de 78%, tendo no período compreendido entre 1990 e 2007 alcançado o feito extraordinário de conseguir apresentar um crescimento na ordem dos 45% e, simultaneamente, ter reduzido em cerca de 13% as emissões de CO2para a atmosfera. [64,65] Parte desta estratégia compreendeu também, e tal como foi anteriormente referido, na construção de extensas, mas acima de tudo eficientes, redes de District Heating and Cooling (DHC) que apresentam uma forte penetração não só neste país (que apresenta necessidades térmicas em mais de dois milhões e meio de lares), como também noutros situados no norte da Europa e de que são exemplo a Finlândia, a Suécia, a Letónia, entre outros. O principal objetivo destas redes passa então pela distribuição de calor a baixas e médias temperaturas para que este seja aplicado no aquecimento de espaços, em sistemas AQS, ou mesmo em sistemas de ar condicionado. Nos países nórdicos, tradicionalmente, os sistemas DHC encontram-se associados a instalações de cogeração, sendo o calor recuperado injetado nestas redes de forma a que seja maximizado o seu aproveitamento. Um exemplo de uma destas redes localiza-se na cidade de Copenhaga, precisamente na Dinamarca e pode ser visto na figura 2.36. [19,64,66] Figura 2.36: Esquema exemplo de uma rede DHC localizada na cidade de Copenhaga, na Dinamarca. [67] De forma breve, este tipo de redes recupera o calor proveniente de unidades de cogeração, aquecendo um determinado fluído que, posteriormente, é transportado através das canalizações construídas para o efeito até às instalações dos consumidores, podendo estes ser de diversos tipos e com diferentes necessidades. Este tipo de sistemas, normalmente, apresenta ainda a polivalência de permitir que os clientes sejam detentores de pequenos chillers de absorção que, sempre que tal se revele necessário, transformem o calor distribuído em frio. 2.9 Situação Internacional da Cogeração 55 O estabelecimento de redes de DHC é neste momento competitivo nestes países quando comparado com soluções tradicionais de aquecimento a elétrico e/ou a gás e apresenta ainda a grande vantagem de contribuir quer para o incremento do conforto em países com climas rigorosos, quer para o aproveitamento de matérias que de outra forma seriam desperdiçadas ou que apresentariam custos significativos de tratamento. Além disto, este tipo de solução pode ainda ser um importante aliado na promoção de recursos renováveis como a biomassa ou mesmo a geotermia. Apesar de todos estes benefícios, tanto a Dinamarca como os restantes países onde estes sistemas são instalados deverão, aquando da sua projeção, minimizar as distâncias destas redes uma vez que além de contribuir para minimizar os custos de instalação esta medida colabora também na redução das perdas sob a forma de calor que se apresentam mais complexas de controlar e que são de maior dimensão quando comparadas às das redes elétricas. Futuramente é expetável que, não só com o aumento aos mais diversos níveis da eficiência energética nos edifícios, como também com a proliferação de sistemas solares térmicos, sejam reduzidas as necessidades térmicas. Este facto deve ser devidamente tomado em consideração uma vez que o mesmo poderá reduzir a dependência dos consumidores destas redes colocando assim em causa a sua viabilidade. [19,64,67,68] Retomando o caso da Dinamarca é ainda de referir que este país, em virtude da sua larga experiência com unidades cogeradoras aplica já, pelo menos em parte das mesmas, sistemas muito interessantes de que são exemplo o armazenamento de calor em tanques, a prestação de serviços de sistema (tais como a reserva primária de frequência) e a existência de alguma flexibilidade ao nível da produção das unidades cogeradoras respondendo assim a fatores externos tais como consumo e o preço de mercado [67,69]. Quanto ao armazenamento de calor, como visto numa fase preliminar deste documento, esta é uma solução extraordinariamente interessante do ponto de vista em que aumenta de forma considerável a flexibilidade de operação em sistemas de cogeração. Neste país, o mesmo é utilizado praticamente na totalidade das instalações, guardando assim eventuais excedentes térmicos por um período que normalmente se encontra compreendido entre 1 e 3 dias. [39] Em jeito de conclusão, apesar das diferentes necessidades térmicas existentes entre os países nórdicos e os países do sul da Europa, de que Portugal é exemplo, pode ser bastante interessante avaliar os moldes em que a tecnologia DHC é aplicada e replicá-la em situações específicas onde tal possa ser faça sentido, algo que já aconteceu por exemplo na central de cogeração do parque das nações da clima espaço. Existe também trabalho a ser realizado ao nível do estudo da possibilidade de prestação de serviços de sistema por parte das unidades cogeradoras uma vez que esse serviço, juntamente com alguma resposta dinâmica, já se provou que pode ser realizado em países como a Dinamarca e poderá trazer um grande valor acrescentado para o setor podendo mesmo ser potenciador de novos investimentos. [2] 56 Cogeração 2.10 Conclusões Da análise do estado da arte da cogeração, a principal conclusão a reter prende-se na superior eficiência que um sistema deste tipo é capaz de proporcionar relativamente às tradicionais soluções centralizadas de produção elétrica. Assim, e sempre que exista uma procura economicamente justificável de energia térmica, a cogeração deve ser ponderada pois da mesma, além da maior eficiência, pode advir vantagens económicas, ambientais e sociais. Usualmente, é realizada uma divisão das tecnologias existentes em convencionais e emergentes. As primeiras, que incluem as turbinas (a gás e a vapor), os ciclos combinados e os motores (de combustão interna e a vapor) podem ser essencialmente caracterizadas por serem soluções devidamente comprovadas e que apresentam uma gama de potências suficientemente ampla para serem utilizadas na generalidade das aplicações industriais. Já as tecnologias emergentes, que englobam essencialmente as microturbinas e as pilhas de combustível, não foram alvo de detalhe pois, apesar de já serem comercializadas, ainda se encontram numa fase relativamente embrionária de desenvolvimento, não sendo por essa razão aplicadas em projetos de cogeração de dimensões consideráveis. Ao nível nacional, as primeiras aplicações de sistemas de cogeração datam da década de 30 do século passado mas foi sobretudo na década de 80 que a cogeração se começou a democratizar, essencialmente através da aplicação de sistemas com turbinas a vapor de contrapressão. Já na década de 90, a publicação de um enquadramento legal próprio proporcionou a continuidade da proliferação da cogeração, tendo-se nesta altura verificado uma aposta centrada em motores Diesel que utilizavam como combustível o fuelóleo. Do ano de 1997 em diante, em virtude da chegada do GN a Portugal, o setor da cogeração ganhou um novo impulso tendo não só surgido novas centrais, como também se verificado a conversão de muitas outras centrais já existentes. De acordo com os últimos dados existentes, Portugal era detentor de uma potência instalada em cogeração que atingia cerca de 1300 MW, encontrando-se a maioria desta potência concentrada na indústria, com especial enfoque na química, têxtil e de papel. Cerca de 25% deste valor de potência é respeitante a instalações de cogeração renováveis, que utilizam como combustível a biomassa, sendo este um valor superior aquele que em média se verifica na UE. Atualmente, e tendo em conta as últimas informações existentes, o setor da cogeração em Portugal apresenta-se numa fase negra que pode ser caracterizada não só pelo encerramento de muitas das centrais existentes assim que tiverem de proceder à passagem para o enquadramento legal definido pelo DL n.o23/2010 como também pela inexistência de novos investimentos. Finalmente, deve ser deixado claro que existe potencial para uma maior massificação da atividade da cogeração em Portugal, sobretudo se for seguido o exemplo de países como a Dinamarca, os quais demonstram, de forma clara, que o investimento neste setor se pode revelar altamente benéfico para a competitividade do país. Soluções como a trigeração ou o armazenamento de calor continuarão a ser desenvolvidas e deverão ser devidamente consideradas uma vez que as mesmas, além de permitirem aumentar a gama de aplicações dos sistemas de cogeração, podem ainda contribuir para uma gestão mais eficiente dos recursos envolvidos na exploração destas centrais. Capítulo 3 Enquadramento legal da atividade de cogeração em Portugal O presente capítulo tem como objetivo fulcral proceder à apresentação de uma revisão dos pontos essenciais da legislação nacional que tutela a atividade da cogeração. Sempre que necessário, e para que se faça um adequado enquadramento, será feita referência à legislação europeia que esteve na base da construção da lei nacional. Neste capítulo deve ser realçado que, durante a execução do presente trabalho, a legislação que estabelecia as bases da atividade da cogeração em Portugal (DL n.o23/2010) foi substancialmente modificada a 30 de Abril com a publicação do DL n.o68-A/2015 sendo por essa razão apresentados os dois enquadramentos legais que darão origem a diferentes estudos de viabilidade. Acerca da nova legislação deve apenas ser referido que, para que a sua aplicação possa ser verificada em pleno, a mesma terá de ser complementada com a publicação de duas portarias que se encontram previstas e que por não terem sido publicadas em tempo útil não serão analisada na presente dissertação. 3.1 Enquadramento Legal De modo a permitir uma interpretação mais simples do presente capítulo apresenta-se, na figura seguinte, um esquema resumo que visa sintetizar o encadeamento das várias peças legislativas que de seguida se explicitarão. Figura 3.1: Resumo das várias peças legislativas analisadas no presente capítulo. 57 58 Enquadramento legal da atividade de cogeração em Portugal Assim: •No ano de 2004 foi publicada a Diretiva 2004/8/CE que apenas foi transposta para a legislação nacional no ano de 2010 através da publicação do Decreto-Lei n.o23/2010. [8,10] •No ano de 2010, além do DL anteriormente referido, foi ainda publicada a Lei n.o19/2010 que teve como intuito proceder a algumas correções ao DL n.o23/2010. [10,70] •Apesar da publicação do DL n.o23 em 2010, apenas em 2012 o mesmo foi devidamente complementado com a publicação de várias peças legais importantes. A primeira das mesmas foi a Portaria n.o140/2012 que estabeleceu o regime remuneratório aplicável a instalações de cogeração enquadradas no DL n.o23/2010. Decorridos cerca de dois meses, e tendo por objetivo colmatar as inexatidões com que havia sido publicada a Portaria n.o 140, foi publicada a Declaração de Retificação (DR) n.o35/2012. No entanto, uma vez que mesmo após a publicação da DR anteriormente mencionada a Portaria n.o140/2012 continuava com algumas incorreções, foi publicada a Portaria n.o325-A/2012 que continha algumas correções e que, adicionalmente, definia limites ao prémio de eficiência aplicável. Tal como havia sucedido no caso da Portaria n.o140/2012, também a Portaria n.o325A/2012 foi publicada em Diário da República com algumas inexatidões que originaram a necessidade de publicar a Declaração de Retificação n.o66/2012. Ainda no ano em consideração, foi publicado a nível europeu a diretiva que visava legislar questões relacionadas quer com a eficiência energética, quer com a cogeração (Diretiva 2012/27/UE), tendo a mesma revogado a Diretiva 2004/8/CE (embora continuando a empregar alguns conceitos que esta definiu). [8,10,57,71,72,73,74] •Em 2013, em virtude de uma imposição de criação de um balcão único presente na Diretiva n.o2006/123/CE, foi publicada a Portaria n.o121/2013 que estendia a aplicação do mesmo à cogeração. [75,76] •Já no ano de 2014 foi publicado o DL n.o153/2014 que visava regulamentar o autoconsumo, mas que excluiu do seu âmbito de aplicação a cogeração. [77] •Por fim, no dia 30 de Abril de 2015, foi finalmente transcrita para a legislação nacional a diretiva europeia da eficiência energética (Diretiva 2012/27/UE) através da publicação do DL n.o68-A/2015. Esta legislação alterou consideravelmente a legislação aplicável à cogeração, sendo mesmo possível encontrar no corpo do seu texto uma completa republicação do DL n.o23/2010 com as alterações que lhe foram introduzidas. Atualmente, e tal como sucedeu com a anterior legislação da cogeração, a aplicação em pleno do DL n.o68-A/2015 ainda não é possível dado que permanecem em falta as duas portarias que, embora encontrando-se previstas, ainda não foram publicadas. [3,10,57] 3.2 A Diretiva 2004/8/CE 59 3.2 A Diretiva 2004/8/CE Estando a União Europeia perfeitamente ciente da necessidade dos estados membros incrementarem a sua eficiência energética surgiu, no ano de 2004, a Diretiva 2004/8/CE com o intuito de auxiliar a promoção da cogeração e das suas valias comparativamente a soluções tradicionais de produção separada de energia térmica e elétrica. Antes mesmo de dar início aos vários artigos que compõe esta diretiva o documento disponível realiza um breve enquadramento afirmando, de forma clara, que o potencial da cogeração enquanto medida de eficiência energética se encontrava claramente subaproveitado na comunidade. Posto isto, o mesmo identificou desde logo alguns problemas que levavam à necessidade de reflexão acerca da cogeração enquanto alternativa válida, uma vez que esta apresenta diversas vantagens às quais, pelo menos até à data de publicação deste documento, nem sempre se estava a dar a devida relevância. Como visto anteriormente ao longo do presente documento, e tal como identificado no preâmbulo da diretiva, os maiores benefícios provenientes da utilização da cogeração centram-se na redução das perdas nas redes, na limitação da quantidade de gases com efeito de estufa enviados para a atmosfera e na Poupança de Energia Primária (PEP). No entanto, existem outros benefícios adicionais aos quais nem sempre era feita a devida referência e a que o documento chama à atenção. Estes prendem-se essencialmente com dois fatores distintos que de seguida se elucidam. O primeiro deles diz respeito ao facto de que a crescente penetração de cogeração poder revelar-se como sendo um importante aliado no reforço da concorrência ao nível da produção, transporte e distribuição de Energia Elétrica (EE), podendo inclusivamente levar à criação de novos operadores económicos. O segundo relaciona o facto de que sendo a PEP uma medida de eficiência energética, a mesma poderá ser parte fulcral do conjunto de medidas necessárias para que se respeite o protocolo de Quioto uma vez que, já no ano de 2001, o conselho europeu identificou a importância do desenvolvimento sustentável e da necessidade de uma utilização mais forte de energias alternativas menos poluentes. Encontrando-se então perfeitamente ciente do potencial contributo da cogeração na limitação de alguns dos problemas patentes no setor elétrico, a referida diretiva visava não só a promoção da cogeração, com especial foco na cogeração de elevada eficiência (aquela que segundo a mesma permite obter uma PEP superior a 10%), mas também criar um método de cálculo harmonizado da eletricidade produzida em cogeração, fornecendo ainda as orientações que se revelem necessárias à implementação do mesmo. Importa aqui realçar que o método desenvolvido foi elaborado de modo a que fosse adaptável à evolução tecnológica passível de ser verificada em sistemas de cogeração. Ainda no preâmbulo da Diretiva 2004/8/CE são deixadas, pelo conselho da UE, uma série de recomendações para que os estados membros garantissem o alcance dos objetivos da mesma. A primeira delas referia a necessidade de que todos os estados membros elaborassem um relatório onde fosse analisado o potencial nacional da cogeração de elevada eficiência, sendo também solicitado que fossem analisados possíveis entraves à cogeração e ainda que se definissem quais as 60 Enquadramento legal da atividade de cogeração em Portugal medidas necessárias à existência de fiabilidade no sistema de garantias de origem (que garantiria a real proveniência da eletricidade produzida em cogeração). Outro dos conselhos deixados centrava-se nos apoios fornecidos pelos estados à atividade da cogeração, devendo esses mesmos apoios ser coerentes e apoiarem essencialmente cogerações onde exista procura economicamente justificável de calor e/ou de frio, conceito esse que foi definido na diretiva como sendo “a procura que não excede as necessidades de calor ou frio e que, se não fosse utilizada cogeração, seria satisfeita nas condições do mercado mediante outros processos de produção de energia”. Ainda acerca deste tema dos apoios o documento enumerou as possibilidades existentes que poderiam ir desde os auxílios ao investimento, até às isenções ou reduções fiscais, aos certificados verdes e ainda ao apoio direto nos preços. Por fim, o último aspeto referido no âmbito desta temática centrava-se no facto da diretiva deixar como sugestão a existência de condições económicas e administrativas estáveis que garantissem a confiança necessária por parte dos investidores. [8] 3.2.1 As tecnologias de cogeração abrangidas pela Diretiva 2004/8/CE Aquando da sua publicação ficou definido no artigo 2.oque a aplicação da referida diretiva se cingia às seguintes tecnologias [8]: •Turbinas de gás em ciclo combinado com recuperação de calor. •Turbinas a vapor de contrapressão. •Turbinas de condensação com extração de vapor. •Turbinas de gás com recuperação de calor. •Motores de combustão interna. •Microturbinas. •Motores de Stirling. •Células de combustível. •Motores a vapor. •Ciclos orgânicos de Rankine. •Qualquer outro tipo de tecnologia ou combinação de tecnologias que correspondam às definições da alínea a) do artigo 3o. 3.2.2 O conceito da poupança de energia primária No artigo 4.oforam especificados os critérios necessários à eficiência da cogeração e, como anteriormente referido, para que uma determinada instalação de cogeração possa ser considerada de elevada eficiência, a mesma deveria conseguir atingir uma PEP de, no mínimo, 10% aquando da 3.2 A Diretiva 2004/8/CE 61 comparação com os valores de referência da produção separada de calor e de eletricidade. Sendo assim, a PEP deverá ser calculada através da seguinte expressão [2,8]: PEP = 1−1 CHP Hη Ref Hη+CHP Eη Ref Eη  (3.1) Onde [2,8]: •CHP Hηé a eficiência térmica da cogeração e, por definição, corresponde à produção anual de calor útil dividida pela quantidade de combustível utilizada na produção total de calor e de eletricidade num processo de cogeração. •Ref Hηé o valor de referência da eficiência para a produção separada de calor. •CHP Eηé a eficiência elétrica da cogeração e, por definição, corresponde à produção anual de eletricidade gerada em cogeração dividida pela quantidade de combustível utilizada na produção total de calor útil e eletricidade num processo de cogeração. Quando a unidade de cogeração gerar energia mecânica, a quantidade anual de energia elétrica proveniente de cogeração poderá ser acrescida de um elemento suplementar que represente a quantidade de energia elétrica equivalente à energia mecânica produzida. •Ref Eηé o valor de referência da eficiência para a produção separada de eletricidade. Importa aqui ressalvar que, conforme definido no n.o2 do artigo 4.o, os valores de referência aplicáveis à expressão anterior deveriam ser revistos pela primeira vez no dia 21 e Fevereiro de 2011 e, a partir dessa data, quadrienalmente. Além disto, deve também ser notado que este conceito da PEP já havia sido abordado e definido na equação 2.6 presente no subcapítulo 2.4, sendo no entanto a equação 3.1 a que se encontra presente na diretiva, mas que é em tudo equivalente àquela que foi anteriormente apresentada. Acerca desta equação resta apenas referir que apesar de a legislação da cogeração em Portugal se ter modificado por diversas vezes, a mesma continua a ser aplicável. 3.2.3 O processo de cálculo da eletricidade produzida em cogeração No anexo II do documento encontrava-se explicitado o método de cálculo da eletricidade produzida em cogeração. Segundo a alínea a) do referido anexo, a eletricidade produzida em cogeração seria considerada igual à produção de eletricidade anual total da unidade (medida à saída dos geradores principais) sempre que as unidades de cogeração fossem turbinas a gás em ciclo combinado com recuperação de calor ou turbinas de condensação com extração de vapor e que detivessem uma eficiência anual global igual ou superior a 75%. Para as restantes tecnologias referidas no subcapítulo 3.2.1, e às quais se aplicava a diretiva em análise, a eletricidade produzida era considerada totalmente de cogeração se a sua eficiência global anual for de pelo menos 75%. 62 Enquadramento legal da atividade de cogeração em Portugal Nos casos onde não fossem atingidos os limites de eficiência anual referidos para cada tecnologia, a eletricidade produzida em cogeração podia ser simplesmente calculada através da seguinte expressão [8]: ECHP =HCHP ×C(3.2) Onde: •ECHP é a quantidade de eletricidade produzida em cogeração. •HCHP é a quantidade de calor útil produzido em cogeração. •C é o rácio eletricidade/calor. De referir, que sempre que não fosse conhecido o valor do rácio eletricidade/calor (C), o mesmo deveria apresentar os valores que se encontram presentes na seguinte tabela, desde que a eletricidade produzida em cogeração calculada desta forma fosse igual ou inferior à produção total de eletricidade da unidade. Tabela 3.1: Valor a aplicar para cada tecnologia no caso de ser desconhecido o valor do rácio eletricidade/calor. Adaptado de [8]. Acerca deste cálculo, e tal como acontece para o caso da PEP, quer a sua expressão de cálculo, quer os valores constituintes da tabela acima apresentada continuam a ser perfeitamente válidos e aplicáveis mesmo tendo em consideração as sucessivas alterações que a legislação da cogeração sofreu em Portugal. [3,8,10] 3.2.4 A garantia de origem da eletricidade produzida em cogeração Um aspeto que a comissão considerou relevante encontrava-se patente no artigo 5oe respeitava à garantia de origem da eletricidade produzida em cogeração de elevada eficiência. Assim, no n.o1 do referido artigo foi definido que cada estado membro deveria nomear pelo menos um organismo independente das áreas de produção e de distribuição para a emissão das garantias de origem. No caso português a Entidade escolhida como Emissora das Garantias de Origem (EEGO) foi o operador da rede de transporte, ou seja a REN, e é algo que será detalhado aquando do estudo do Decreto-Lei n.o23/2010 que procedeu à transposição para a legislação nacional a Diretiva 2004/8/CE. [8,78] 3.3 O Decreto-Lei n.o23/2010 69 Figura 3.4: Regime transitório aplicável a centrais com licença de estabelecimento anterior à publicação do DL n.o23/2010. [80] 3.3.4 Entidade Emissora de Garantias de Origem (EEGO) A publicação do DL n.o23/2010 veio criar uma nova figura denominada de EEGO, tal como havia sido definido no artigo 5oda Diretiva 2004/8/CE. De forma a garantir a isenção pretendida relativamente ao setor da produção e da distribuição, o DL estabeleceu o operador da RNT (a REN), como EEGO. [10,78] Esta entidade apresentava então, segundo o artigo 23.o, a responsabilidade de emitir e acompanhar as garantias e os certificados de origem, estando no entanto sujeita a auditorias à sua atividade através da DGEG. Clarificando um pouco estes dois conceitos, as garantias de origem eram aplicáveis a cogerações de elevada eficiência e destinavam-se não só a comprovar a quantidade de eletricidade produzida em cogerações de elevada eficiência, como também a certificar que a instalação permitia obter poupanças ao nível da EP consumida (que pode mais uma vez ser calculada utilizando a equação 3.1, apresentada aquando da análise à Diretiva 2004/8/CE, uma vez que a mesma foi integralmente transposta para a lei nacional). Por sua vez, os certificados de origem tinham objetivos similares sendo no entanto aplicáveis a unidades de cogeração eficientes. [10] Já no artigo 24.oencontrava-se exposto um outro aspeto relevante acerca da EEGO e que se prendia com as auditorias. Segundo o mesmo, a referida entidade devia, todos os anos, realizar auditorias a pelo menos um terço das cogerações existentes, sendo que, no pior caso, cada unidade deveria ser auditada com uma periodicidade trianual. Tendo os certificados ou garantias de origem uma validade anual, nos anos em que uma determinada cogeração não fosse auditada, os documentos supramencionados deveriam ser emitidos com base nos valores obtidos aquando do licenciamento da cogeração, ou com base nos dados da última auditoria, conforme se tratasse de uma cogeração nunca auditada, ou já auditada, respetivamente. [10] A presente legislação previa ainda a obrigação dos cogeradores fornecerem mensalmente à EEGO os dados considerados relevantes, bem como o dever de facultar anualmente à DGEG as informações necessárias relativamente ao ano anterior. [10] 70 Enquadramento legal da atividade de cogeração em Portugal 3.3.5 Impossibilidade de aplicação imediata da lei Com a publicação desta peça legislativa ficou assim transposta a diretiva europeia que havia sido aprovada em 2004 sendo que, no entanto, permaneceu em falta não só a publicação das tarifas de referência aplicáveis a cada tipo de cogeração como também o método de cálculo utilizado na determinação dos prémios previstos. Esta ausência conduziu a que o referido DL não pudesse ter aplicação imediata, ficando a aguardar uma portaria que o complementasse, documento esse que só surgiu no dia 14 de Maio de 2012. [71,80] 3.4 Lei n.o19/2010 Tendo ficado a aplicação do DL n.o23/2010 condicionada aquando da sua publicação em Março, o setor da cogeração ficou a aguardar por uma portaria que permitisse a sua aplicabilidade imediata. No entanto, ainda antes de ser publicada a referida portaria surgiu, em 2010, a Lei n.o 19 que veio introduzir pequenas alterações ao DL 23/2010 e que de seguida serão identificadas. A primeira modificação tinha como objetivo atender à natureza distinta da cogeração relativamente a outros tipos de produção e, como tal, visava especificar os requisitos a considerar na Tref . Sendo assim, segundo o n.o6 do artigo 4.o, a mesma não deveria realizar qualquer discriminação ao nível dos combustíveis, deveria ser indexada à evolução dos preços dos mesmos, à evolução cambial, ao Índice de Preços do Consumidor (IPC), e deveria ainda refletir benefícios ambientais, perdas evitadas nas RT e RD, a redução do uso da RT, o perfil horário da produção e a PEP. A segunda alteração veio introduzir o conceito de depreciação na tarifa de referência. Segundo o DL n.o23/2010, a tarifa de referência, o prémio de eficiência e o prémio de participação no mercado vigoravam durante 120 meses após a data de entrada em exploração da unidade cogeradora, havendo a possibilidade do período ser prorrogado pela DGEG por mais 120 meses se tal fosse justificável. De forma a diminuir progressivamente a tarifa a pagar às unidades de cogeração, foi então estabelecido na Lei n.o19/2010 que, para unidades cogeradoras com potência elétrica instalada igual ou inferior a 20 MW que beneficiassem da prorrogação do regime remuneratório, a depreciação da tarifa de referência não poderia exceder o valor de 1% ao ano. Por fim, a última alteração relevante introduzida, era respeitante às unidades cogeradoras que se encontravam na modalidade especial e pretendiam mudar para a geral. Desta feita, foi executada uma divisão em dois escalões de potência que apresentavam prazos distintos para que a alteração fosse exequível. Assim sendo, cogerações com potência elétrica instalada igual ou inferior a 20 MW enquadradas na modalidade especial, podiam ser transferidas para a modalidade geral de forma imediata, ficando no entanto vedada a passagem à modalidade original por um período de um ano. Já no caso de instalações com potências compreendidas entre os 20 e os 100 MW, a mudança da modalidade especial para a modalidade geral podia ser feita assim que pretendido, ficando no entanto interdito o retorno à modalidade especial por um período mais extenso, fixado em 3 anos. [70] 3.5 Portaria n.o140/2012, Declaração de Retificação n.o35/2012, Portaria n.o325-A/2012, Declaração de Retificação n.o66/2012 e Portaria n.o121/2013 71 3.5 Portaria n.o140/2012, Declaração de Retificação n.o35/2012, Portaria n.o325-A/2012, Declaração de Retificação n.o66/2012 e Portaria n.o121/2013 De forma a explicitar devidamente o método de cálculo das tarifas aplicáveis à centrais de cogeração enquadradas ao abrigo do DL n.o23/2010 optou-se por agrupar as portarias e respetivas declarações de retificação acima mencionadas dado que o conjunto das mesmas corresponde ao que era válido para cogerações que entrassem em funcionamento após a publicação do DL n.o 23/2010 e antes da publicação da nova legislação, que numa fase posterior se apresentará. Como se pode constatar, praticamente todos estes documentos foram publicados no decorrer do ano de 2012, tendo sido este, pelo menos do ponto de vista legislativo, um ano marcante para a área da cogeração. Apesar da abordagem adotada, realizar-se-á de seguida um breve enquadramento de cada um dos documentos supracitados de forma a que se perceba qual a necessidade decorrente da sua criação. Começando então pela Portaria n.o140, publicada a 14 de Maio de 2012, a mesma visava tornar exequível a aplicação do DL n.o23/2010. A sua necessidade surgiu do facto do desconhecimento, até à data da sua publicação, dos valores e das respetivas expressões de cálculo das tarifas de referência aplicáveis a cada tipo de central de cogeração. [71] No entanto, decorridos apenas cerca de 2 meses da sua publicação, e consequente entrada em vigor da referida portaria, foi publicada a Declaração de Retificação n.o35/2012. A mesma tinha como único intuito corrigir uma lacuna existente na fórmula de cálculo da tarifa de referência e ainda, corrigir um pequeno erro de escrita. [72] Apesar da publicação dessa retificação à Portaria no140/2012, a mesma permanecia com algumas incorreções que se tentaram corrigir definitivamente com a publicação da Portaria no 325-A/2012. Nesta portaria foram então realizadas várias correções mais significativas que de seguida se explicitam. A primeira alteração passou pelo abandono do referencial utilizado para a identificação dos valores do Arabian Light Breakeven. Até à data o referencial utilizado era o Platt’s Oilgram Price Report [83] mas, uma vez que o acesso ao mesmo era restrito e oneroso, passou a ser utilizado o Crude Oil Brent [84] dado que o acesso ao mesmo é livre e gratuito. A segunda alteração efetuada teve como intuito a redução dos encargos decorrentes da aplicação da anterior portaria. Assim sendo, e tal como acontecia para o valor do prémio de participação em mercado, também para o caso do prémio de eficiência foram fixados limites máximos dependentes da tecnologia, potência instalada e eficiência da unidade de cogeração em causa. Por fim, a última alteração significativa foi a imposição legal para todas as cogerações existentes da instalação de contadores que permitam auferir com rigor os valores da energia térmica e elétrica produzidas, bem como dos consumos de combustível. Esta medida visava a obtenção de um maior rigor de controlo dos indicadores de eficiência e previa um prazo de 18 meses para que os equipamentos de medida mencionados fossem devidamente instalados e calibrados. O não cumprimento desta obrigação tinha como consequência o corte do pagamento do prémio de eficiência. [73] 72 Enquadramento legal da atividade de cogeração em Portugal Ainda em 2012 surgiu a Declaração de Retificação n.o66/2012 com o desígnio de colmatar as duas inexatidões com que foi publicada a Portaria n.o325-A/2012. A primeira era respeitante a uma definição que não se encontrava devidamente clara, enquanto que a segunda passou por uma simples correção ao nível numérico. [74] Finalmente, já no ano de 2013, surgiu a Portaria n.o121/2013 que visava simplesmente aproveitar a criação de um balcão único eletrónico, concebido devido à imposição presente na Diretiva n.o2006/123/CE, estendendo-o à atividade da cogeração. Tendo o referido balcão como função permitir a centralização dos procedimentos intrínsecos à obtenção de permissões administrativas para o acesso ao exercício de atividades de serviços, pôde o mesmo, por questões de simplicidade e para que fosse evitada a multiplicação de meios eletrónicos, ser empregue para a execução de pedidos para a emissão de comunicações e para a transmissão de notificações inerentes ao licenciamento da produção em cogeração. [75,76] 3.6 Procedimento necessário ao cálculo da tarifa de referência (Trefm) Concluída então a análise da legislação nacional aplicável à área da cogeração até à entrada em vigor do DL n.o68-A/2015 (que aconteceu a 30 de Abril de 2015), apresentar-se-ão, no anexo A, todas as expressões e justificações necessárias à compreensão do método de determinação da tarifa de referência a aplicar a centrais de cogeração. Esta opção resulta simplesmente do facto de que todo o referido procedimento necessário à determinação da tarifa de referência se revelar como sendo apenas um mero exercício prático que permite incrementar o grau de compreensão acerca da composição da tarifa de referência uma vez que esta última é simplesmente calculada e disponibilizada trimestralmente pela DGEG. De referir que todos os cálculos e valores apresentados são aqueles que foram indicados nas várias peças legislativas que complementaram o DL n.o23/2010 e que foram analisadas na fase anterior do presente capítulo. Acerca desta tarifa de referência, e uma vez que esta se destina essencialmente à modalidade especial, deve ser referido que é expetável que mesmo depois da publicação da portaria que irá complementar a nova legislação da cogeração, o procedimento necessário ao seu cálculo seja muito semelhante ao apresentado até porque o conceito da modalidade especial continuará a existir e apenas será alvo de ligeiras alterações. 3.7 Evolução recente da tarifa de referência (Trefm) Encontrando-se então elencadas as várias fases do cálculo da tarifa de referência, bem como todos os parâmetros necessários à sua determinação, permanece apenas em falta a apresentação do método de cálculo dos prémios de eficiência e renovável aplicáveis, bem como o ajustamento da tarifa através da modulação tarifária, caso esta seja uma opção da entidade exploradora de uma dada unidade de cogeração. Antes disso serão, através de um conjunto de dados ilustrativos, apresentados os valores tomados pela respetiva Tref aquando da publicação das peças legislativas anteriormente apresentadas, 3.7 Evolução recente da tarifa de referência (Trefm)73 bem como será mostrada a evolução da mesma nos últimos 2 anos para cada um dos tipos de cogeração. A referida evolução pode ser consultada na página web da DGEG e corresponde aos despachos trimestrais que são publicados pelo seu diretor que é o responsável pela fixação desta tarifa. Começando então pelos dados da publicação da tarifa de referência, presentes no artigo 2.oda Portaria n.o140/2012, e posterior Despacho n.o5/2012 do diretor geral da energia e geologia, a tarifa de referência aplicável a cada um dos diferentes casos previstos na legislação, pode ser vista na figura 3.5. [71,80,85] Figura 3.5: Tarifa de referência aplicável a unidades de cogeração no ano de 2012. [80] Publicada então a portaria que definia as tarifas de referência base a serem aplicadas a centrais cogeradoras, ficou definido que trimestralmente essas mesmas tarifas deveriam ser atualizadas através de despacho do diretor geral da energia e da geologia. Assim, e de forma a analisar a evolução da tarifa de referência ao longo do tempo, apresenta-se de seguida uma tabela onde são aglomerados os valores da referida tarifa para cada tecnologia ao longo dos vários trimestres dos últimos dois anos. 74 Enquadramento legal da atividade de cogeração em Portugal Tabela 3.2: Evolução da tarifa de referência (em e/MWh) aplicável ao longo dos últimos dois anos a cada tipo de central de cogeração. Adaptado de [80,86,87,88,89,90,91,92,93]. Através desta tabela é então possível perceber que, para cada um dos tipos de cogeração discriminados na legislação, o valor da Tref tem sofrido ao longo dos últimos dois anos variações pouco significativas. Importa aqui relembrar que esta tarifa é atualizada trimestralmente em função da variação ocorrida nos indicadores relativos ao preço do Crude Oil Brent, na taxa de câmbio do euro face ao dólar e do IPC sem habitação no continente. [80,84,94,95] 3.8 Ajustamento da tarifa de referência por modulação tarifária De forma a valorizar o impacto favorável/desfavorável que a injeção de energia elétrica por parte de uma determinada unidade de cogeração possa ter para o Sistema Elétrico Nacional (SEN) e, de acordo com isso bonificar ou não essa energia existia, conforme disposto no artigo 4oda Portaria n.o140/2012, a possibilidade de o promotor da unidade cogeradora optar pela modulação tarifária, desde que a mesma se encontrasse enquadrada na modalidade especial. Esta hipótese poderia revelar-se benéfica sobretudo para cogeradores que, por razões de conveniência, injetassem na rede uma maior quantidade de energia nas horas de cheias e ponta. Optando por esse regime os mesmos conseguiam obter uma bonificação de 10% relativamente à tarifa de referência normal, enquanto que a energia injetada em horas de vazio e super vazio apresentaria uma penalização de 13%. Assim, as expressões 3.3 e3.4 que de seguida se apresentam permitem calcular a tarifa de referência para os cogeradores enquadrados na modalidade especial e que optem pela modulação tarifária [71]. Trefmpc =1.10 ×Trefm(3.3) Trefmvs =0.87 ×Trefm(3.4) Nestas expressões [71,80]: 3.9 Prémios aplicáveis segundo o DL n.o23/2010 75 •Trefmpc corresponde à tarifa de referência aplicável nas horas de cheia e ponta, no mês “m”. [e/MWh] •Trefmvs corresponde à tarifa de referência aplicável nas horas de vazio e super vazio, no mês “m”. [e/MWh] •Trefmcorresponde a tarifa de referência aplicável no mês “m”. [e/MWh] Acerca da modulação tarifária deve ser apenas referido que em virtude do exposto no n.o4 do anexo VI da atual legislação da cogeração (DL n.o68-A/2015), a mesma deverá continuar a existir, sendo apenas desconhecido até ao momento quais os moldes em que a mesma será aplicada. [3] 3.9 Prémios aplicáveis segundo o DL n.o23/2010 De forma a concluir esta análise resta apenas o estudo dos prémios de eficiência, de energia renovável e de participação no mercado que são referidos nos artigos 5.o, 6.oe 7.oda Portaria n.o 140/2012. [71] 3.9.1 Prémio de eficiência (PEm) Começando então pelo prémio de eficiência, o mesmo é aplicável a unidades cogeradores enquadradas na modalidade especial, sendo dependente da PEP verificada. O seu valor, para o mês “m”, poderia ser determinado através da aplicação da expressão 3.5 que de seguida se apresenta [71]. PEm=PC ×PEP 1−PEP ×EEPLm×k×EP EE (3.5) Na expressão 3.5 [71,80]: •PC representa o custo de referência para a valorização da poupança de energia primária. Assume o valor de 28.71 e/MWh. •PEP representa a poupança de energia primária em vigor na instalação de cogeração e que foi certificada na garantia ou no certificado de origem emitido pela EEGO. [%] •EEPLmrepresenta a energia elétrica produzida pela cogeração no mês “m”, sendo excluído o consumo dos serviços auxiliares. [MWh] •K é um fator adimensional que faz variar o prémio de eficiência em função da PEP. –K = 0.5, se a cogeração é de elevada eficiência. –K = 0.3, se a cogeração é eficiente. •EP EE representa a relação entre a energia primária consumida na instalação de cogeração no ano civil anterior ao mês “m” e a energia elétrica produzida na instalação de cogeração no 76 Enquadramento legal da atividade de cogeração em Portugal mesmo período, certificada pela EEGO. Quando a certificação é inexistente, os valores a utilizar são: –2.86 para instalações com motor alternativo a GN. –3.70 para instalações com turbina a GN e cuja potência elétrica é inferior a 20 MW. –3.12 para instalações com turbina a GN e cuja potência elétrica é superior a 20 MW. –2.60 para instalações com motor alternativo a fuelóleo. –5 para instalações com turbina a vapor. –2.5 para instalações de ciclo combinado. –5 para instalações de cogeração renováveis. No entanto, de forma a minimizar os encargos monetários com este prémio, foi introduzido pelo governo, através da Portaria n.o325-A/2012, um limite máximo ao mesmo, limite esse que dependia da tecnologia empregue, da sua potência e de a cogeração em questão ser considerada ou não de elevada eficiência. Assim sendo, os limites máximos impostos, podem ser observados na tabela 3.3. [73] Tabela 3.3: Limite máximo do prémio de eficiência aplicável a unidades de cogeração. [96] 3.9.2 Prémio de energia renovável (PRm) Passando agora à análise do prémio de energia renovável, o mesmo, segundo o artigo 6.oda Portaria n.o140/2012, era aplicável a unidades cogeradoras que se encontrassem na modalidade especial e era determinado em função da proporção de combustível de origem renovável utilizado. Para proceder ao seu cálculo, para o mês “m”, utilizava-se a expressão 3.6, abaixo apresentada [71]. PRm=Trefm×R×CR C×EEPLm(3.6) 3.9 Prémios aplicáveis segundo o DL n.o23/2010 77 Nesta expressão [71,80]: •R é uma constante que toma o valor de 10%. •CR Cé a fração de combustíveis renováveis consumidos na instalação de cogeração no ano civil anterior ao mês “m”, tal como certificada pela EEGO. 3.9.3 Prémio de participação no mercado (PPMm) De forma a concluir esta análise do procedimento de cálculo da tarifa aplicável a unidades de cogeração resta apenas realizar uma explicação mais aprofundada acerca do prémio de participação em mercado. Como precedentemente referido, este prémio era aplicável a unidades cogeradoras que se encontrassem enquadradas na modalidade geral e que detivessem uma potência elétrica inferior a 100 MW. Segundo o artigo 7.oda Portaria n.o140/2012, o valor deste incentivo seria 50% do valor da tarifa de referência aplicável à unidade em causa. No entanto, tal como verificado para os prémios anteriormente explicados, e de forma a balizar o seu valor, através do artigo 8oda referida portaria, encontravam-se definidos os limites superior e inferior do prémio de participação no mercado que eram, respetivamente, de 1.3 e 0.8 vezes a tarifa de referência. Já no artigo 9.ofoi definido que, para cada hora, o valor do prémio de participação em mercado aplicável era calculado de acordo com as seguintes restrições [71]: 1. Se o valor da soma do preço de mercado diário do Operador do Mercado Ibérico (OMIE) e do prémio de participação de mercado estivesse compreendido entre os valores limite inferior e superior (0.8 a 1.3 ×Tref ), o valor do prémio de participação em mercado a receber seria igual a 50% da tarifa de referência aplicável. 2. Se o valor da soma do preço de mercado diário do OMIE e do prémio de participação de mercado fosse inferior ou igual a 0.8 vezes a tarifa de referência, o valor do prémio de participação em mercado a receber corresponderia à diferença entre 0.8 ×Tref e o preço do mercado diário do OMIE nessa hora. 3. Se o valor do preço de mercado diário do OMIE fosse superior ou igual a 1.3 vezes a tarifa de referência, o valor do prémio de participação em mercado nessa hora seria nulo. 4. Se o valor da soma do preço de mercado diário do OMIE e do prémio de participação no mercado fosse superior a 1.3 ×Tref e, o preço de mercado diário fosse inferior a 1.3 ×Tref , o valor do prémio de participação em mercado corresponderia à diferença entre 1.3 ×Tref e o preço de mercado diário. De forma a facilitar a compreensão das restrições anteriormente explicitadas, e que permitem o cálculo do valor do prémio de participação no mercado, apresenta-se de seguida a figura 3.6 onde as referidas restrições são apresentadas de forma simplificada pela DGEG. [96] 78 Enquadramento legal da atividade de cogeração em Portugal Figura 3.6: Restrições para o cálculo do prémio de participação no mercado aplicável a centrais de cogeração que se encontrem na modalidade geral. [96] Analisando-se estas restrições, importa compreender que o seu intuito se prendeu unicamente com a pretensão de fixar administrativamente um teto máximo e mínimo a aplicar à remuneração passível de ser obtida por uma unidade de cogeração englobada na modalidade geral. Acerca da limitação inferior, a mesma visava somente estabelecer um valor considerado “aceitável” para que a central possa funcionar sem que teoricamente incorresse em prejuízos. Por outro lado, a fixação de um majorante na remuneração passível de ser obtida por uma central de cogeração visava precaver eventuais situações em que subidas súbitas do preço de mercado pudessem elevar em demasia os custos com o setor da cogeração. Esta é de facto uma situação interessante uma vez que atualmente se debate sistematicamente a questão de que os preços verificados no mercado não representarem de facto o custo da energia transacionada, devido sobretudo à existência de uma grande diversidade de sobrecustos, nomeadamente os Contratos de Aquisição de Energia (CAE), os Contratos de Manutenção e Equilíbrio Contratual (CMEC), a convergência tarifária com as regiões autónomas, as feed-in-tariff de que a maioria da PRE beneficia, e também os sobrecustos destinados à amortização do deficit tarifário [97]. De forma a compreender mais aprofundadamente esta questão basta analisar na figura 2.31 qual o custo de produção de cada tecnologia no ano de 2013, e comparar esses valores com o preço médio de mercado nesse mesmo ano que, segundo o OMIE, se cifrou em 43.65 e/MWh. Através dessa análise é compreensível que, atualmente, nenhuma central independentemente do seu tipo e da sua dimensão consegue obter uma remuneração adequada apenas com os preços de mercado, podendo assim os mesmos ser considerados, pelo menos em parte, como sendo “fictícios”. [11,98] 3.13 O Decreto-Lei n.o68-A/2015 85 por novas unidades de cogeração. Desta forma, no n.o5 do artigo 4.o-B, encontra-se previsto que todas as instalações de cogeração que além de se encontrarem ligadas à RESP, se destinem a autoconsumo ou cujas instalações de utilização associadas consumam a energia produzida pelas mesmas sejam obrigadas a pagar uma compensação (independentemente da submodalidade em que se encontrem inseridas). Esta compensação será mensal, fixa, vigorará por um período de dez anos e pode ser determinada pela aplicação da equação 3.7. CCOGα,t=PCOG ×VCIEGα,t×Kt(3.7) Nesta equação [3]: •CCOGα,trepresenta a compensação no mês “m” por cada kW de potência instalada, num dado nível de tensão ou tipo de fornecimento, que permita recuperar uma parcela dos CIEG na tarifa de uso global do sistema relativa ao regime de produção de autoconsumo através de uma instalação de cogeração. [e] •PCOG representa o valor da potência elétrica instalada na cogeração e que consta no certificado ou licença de exploração. [kW] •VCIEGα,trepresenta o valor que permite recuperar os CIEG da respetiva instalação de cogeração, para um dado nível de tensão ou tipo de fornecimento, apurado no ano “t” nos termos da equação 3.8. [e/kW] •Ktcorresponde ao coeficiente de ponderação a aplicar ao termo “VCIEGα,t” tendo em consideração a representatividade da potência total registada das instalações de cogeração com potência elétrica instalada igual ou inferior a 20 MW no sistema elétrico nacional, no ano “t”. Toma valores entre 0 e 50%. •t representa o ano de emissão do título de exploração da respetiva instalação de cogeração. •αrepresenta o nível de tensão ou tipo de fornecimento, podendo ser MAT, AT, MT, BTE, BTN com potência contratada igual ou superior a 20.7kVA eBTN com potência contratada inferior a 20.7 kVA. De forma a poder determinar o valor da compensação a ser paga existe a necessidade de conhecer o valor do parâmetro VCIEG, sendo para tal necessário recorrer à expressão presente no n.o2 do artigo 4.o-C que abaixo se apresenta. VCIEGα,t= 2 ∑ n=0 CIEGIp i(t−n)×1 3+ 2 ∑ n=0 CIEGIe i,h(t−n)×1 3×4500 12 (3.8) Onde [3]: •CIEGp irepresenta o somatório do valor das parcelas “i” dos CIEG, mencionadas no n.o1 do artigo 3.oda Portaria n.o322/2012, de 22 de Outubro, designadamente na alínea c), para 86 Enquadramento legal da atividade de cogeração em Portugal o nível e tensão da respetiva instalação de cogeração, constante nos documentos tarifários publicados pela ERSE para o ano “t-n”. [e/kW] •CIEGe i,hrepresenta o somatório da média aritmética simples do valor para os diferentes períodos horários “h” de cada uma parcela “i” dos CIEG, mencionadas no n.o1 do artigo 3.oda Portaria n.o322/2012, de 22 de Outubro, designadamente nas alíneas a), b), d), e), f), g), h), i) e j), para o nível de tensão da respetiva instalação de cogeração, constante nos documentos tarifários publicados pela ERSE para o ano “t-n”. •i representa cada uma das alíneas do n.o1 do artigo 3.oda Portaria n.o332/2012, de 22 de Outubro. •h representa o período horário de entrega de energia elétrica a clientes finais, tal como definido na Portaria n.o332/2012, de 22 de Outubro. Finalmente, para que possa ser determinado o valor mensal a ser pago pelo detentor de uma determinada instalação de cogeração que pretenda funcionar num dos moldes que obriga ao pagamento desta compensação, resta conhecer qual o valor do parâmetro kta aplicar. O valor a aplicar ao referido parâmetro encontra-se presente no n.o3 do artigo 4.o-C, sendo o mesmo distinto consoante a situação verificada no ano em consideração. Sendo assim, os valores passíveis de serem atribuídos a este parâmetro são [3]: •Kt= 50% caso a soma da potência instalada das instalações de cogeração da submodalidade A com a potência instalada na das cogerações na submodalidade B que, no todo ou em parte, consumam ou entreguem a instalações de utilização associadas a energia produzida por aquelas exceda 7.5% do total da potência instalada de centros electroprodutores do SEN. •Kt= 30% caso a soma da potência instalada das instalações de cogeração da submodalidade A com a potência instalada na das cogerações na submodalidade B que, no todo ou em parte, consumam ou entreguem a instalações de utilização associadas a energia produzida por aquelas se situe entre os 5 e os 7.5% do total da potência instalada de centros electroprodutores do SEN. •Kt= 0% caso a soma da potência instalada das instalações de cogeração da submodalidade A com a potência instalada na das cogerações na submodalidade B que, no todo ou em parte, consumam ou entreguem a instalações de utilização associadas a energia produzida por aquelas seja inferior a 5% do total da potência instalada de centros eletroprodutores do SEN. Segundo o n.o4 do artigo 4.o-C, uma vez que o valor deste parâmetro será distinto consoante se atinjam determinados limites, a verificação dos mesmos cabe à DGEG e deve ser realizada a cada ano civil tendo por base os valores de potência instalada que serão fornecidos pela ERSE até 30 de Setembro de cada ano [3]. Acerca deste termo deve também ser clarificado que, enquanto a soma da potência instalada nas instalações de cogeração enquadradas nas submodalidades A e B 3.13 O Decreto-Lei n.o68-A/2015 87 da modalidade geral do DL n.o68-A/2015 que, no todo ou em parte, consumam ou entreguem a instalações de utilização associadas a energia produzida se encontre num patamar inferior a 5% do total da potência instalada em centros electroprodutores do SEN, não existirá lugar ao pagamento desta compensação. Assim, e tendo em consideração os dados técnicos publicados pela REN em 2015, respeitantes aos principais valores verificados no SEN em 2014, existia nesse ano em Portugal uma potência total instalada de 17834 MW, o que significa que apenas quando a soma da potência instalada em cogerações enquadradas nas submodalidades A e B atingir os 891.7 MW (5% do total da potência instalada em centros eletroprodutores do SEN) se começará a pagar esta compensação haverá lugar ao início do pagamento desta compensação. 3.13.3 Potencial nacional de cogeração de elevada eficiência De forma a evitar novos incumprimentos para com a UE nesta área encontra-se patente no artigo 26.oa obrigação de ser realizada, até 31 de Outubro de 2015, uma avaliação exaustiva das potencialidades em matéria de aplicação da cogeração de elevada eficiência. Segundo o referido artigo esta análise deve ser baseada em dados científicos adequadamente documentados, deve identificar o potencial em matéria de procura de calor e de frio úteis adequados à cogeração de elevada eficiência e deve identificar os potenciais entraves ao atingimento do potencial nacional de cogeração. Caso a referida análise demonstre que existe potencial em aplicar unidades de cogeração de elevada eficiência em sistemas de aquecimento e arrefecimento urbanos, ou seja que a aplicação destes sistemas proporcione a obtenção de benefícios superiores aos custos, fica assinalada a obrigação do governo tomar as medidas adequadas para o desenvolvimento dessas infraestruturas. [3] 3.13.4 Outros aspetos importantes Além do exposto neste subcapítulo existem ainda outros aspetos que, pela sua relevância, devem ser brevemente referidos. O primeiro deles diz respeito às mudanças de modalidade de regime remuneratório. Segundo o artigo 6.oo cogerador pode mudar a qualquer momento do regime especial para qualquer uma das submodalidades do regime geral ficando no entanto ressalvado que, em caso de arrependimento, apenas poderá voltar à modalidade especial depois de decorridos dois anos. Através da análise do explicitado acerca das mudanças de regime verifica-se que nem sequer se encontra prevista a mudança de qualquer uma das submodalidades da modalidade geral para a especial, salvo nos casos anteriormente referidos e onde a cogeração já se havia encontrado enquadrada na modalidade especial. Desta forma é possível compreender a pretensão do governo em enquadrar todos os potenciais novos investimentos nesta área na modalidade geral evitando assim quaisquer encargos quer a nível de prémios, quer a nível de uma tarifa garantida. Assim, e segundo a nova regulamentação, para que as cogerações possam funcionar estas deverão ser capazes de ser competitivas numa situação de autoconsumo ou numa situação de venda da produção elétrica em mercados organizados. 88 Enquadramento legal da atividade de cogeração em Portugal Tal como já havia sido definido no DL n.o23/2010, também a atual legislação contempla a possibilidade de que a cogeração forneça serviços de sistema. No caso do DL n.o68-A/2015 é mesmo referido que o cogerador pode fornecer este tipo de serviços sempre que seja técnica e economicamente viável tendo em conta o modo de exploração da unidade de cogeração. Um aspeto técnico muito importante prende-se com os equipamentos e os procedimentos que devem ser utilizados para a realização de medições. Desta forma, segundo o artigo 12.o-B e independentemente do regime remuneratório e da dimensão da cogeração em questão, a medição de energia e de potência deve ser realizada por contadores bidirecionais que assegurem uma leitura diferenciada da energia fornecida ao cogerador da que ele injeta na RESP. Nos casos em que se pretendam efetuar alterações numa determinada instalação de cogeração torna-se crucial compreender de que forma as mesmas alteram o enquadramento da unidade, nomeadamente ao nível dos prazos de manutenção na modalidade onde a mesma se encontra inserida. Desta forma, as várias situações possíveis encontram-se expostas no artigo 18.o. Ao nível das garantias e dos certificados de origem, e segundo os artigos 21.oa 24.o, as alterações inseridas não se revelaram significativas com exceção do facto de ter sido nomeada a DGEG como EEGO, em detrimento da REN que foi durante o período de vigência do DL n.o23/2010 a entidade responsável por estas funções. [3] Aquando do surgimento de uma nova legislação torna-se importante compreender de que forma a mesma poderá apresentar impacto quer para novas instalações que se encontrem a aguardar decisão, quer para instalações já existentes. Tal como havia acontecido com a publicação do DL n.o23/2010, e de forma a responder a estas questões, ainda antes do DL n.o68-A/2015 proceder a uma republicação completa do DL n.o23/2010, apresentam-se nos artigos 36.oe 37.o as necessárias respostas, cobrindo as mesmas as várias situações possíveis. Já no artigo 38.ose encontra explicitado que, instalações que se encontrem em exploração à data da entrada em vigor do DL n.o68-A/2015 se podem enquadrar a qualquer momento na submodalidade A do regime remuneratório geral, bastando para tal notificar a DGEG. Finalmente, e não menos importante, no artigo 28.oencontram-se clarificadas as informações a serem fornecidas quer mensalmente, quer anualmente pelos cogeradores à EEGO, sendo de realçar o cariz absolutamente obrigatório do envio desta informação. 3.14 Conclusões Através da análise da legislação aplicável à cogeração, e que foi sintetizada no subcapítulo 3.1, é possível desde logo compreender que Portugal se tem revelado como sendo um país incumpridor ao nível dos prazos definidos pela União Europeia para a transcrição das sucessivas peças legislativas referentes à cogeração para a lei nacional. Além de tardias, estas transposições têm-se revelado incompletas numa primeira fase uma vez que as portarias que complementam a lei de base são sempre relegadas para uma data posterior, originando assim que esta atividade fique em suspenso durante esse período. Desta forma, seria 3.14 Conclusões 89 proveitoso que situações como a verificada aquando da publicação da legislação que complementava o DL n.o23/2010 não voltem a suceder uma vez que 2 anos não é de todo um horizonte temporal aceitável para que seja aplicável uma nova legislação. Para além dos aspetos mencionados, e mesmo que ainda não sejam conhecidos mais detalhes acerca das portarias em falta, através dos termos gerais do DL n.o68-A/2015 torna-se facilmente compreensível que a situação menos favorável da cogeração em Portugal irá continuar e terá tendência a agravar-se. Esta situação apresenta-se assim em claro contrassenso com a promoção da cogeração que a UE pretendia alcançar com a publicação da Diretiva 2012/27/UE e, caso não sejam tomadas medidas adequadas, esta atividade corre mesmo o risco de acabar por se extinguir, algo que deveria ser evitado sobretudo tendo em consideração as inúmeras vantagens que lhe são reconhecidas. Por fim é de realçar que a publicação do DL n.o68-A/2015 consistiu em certo ponto num regresso às origens uma vez que no remoto ano de 1982 foi regulada a atividade de produtor independente que pretendia incentivar uma situação em que pelo menos parte da energia elétrica produzida por um sistema de cogeração fosse diretamente consumida na instalação de utilização associada, algo em que agora, decorridos cerca de 33 anos, se volta a apostar com a introdução da submodalidade A que prevê de forma explícita o autoconsumo. 90 Enquadramento legal da atividade de cogeração em Portugal Capítulo 4 Estudo de viabilidade de um sistema de cogeração enquadrado numa "situação tradicional" Ao longo deste capítulo será implementado o procedimento necessário à execução de um estudo de viabilidade de um sistema de cogeração que se encontre enquadrado numa "situação tradicional" de venda da totalidade da produção elétrica. Um esquema elétrico exemplo de uma situação deste tipo pode ser observado na figura 4.1, sendo que o mesmo pode ser caracterizado pelo facto da cogeração e do cliente industrial, sendo ou não a mesma entidade, poderem ser vistos como elementos distintos. Figura 4.1: Esquema exemplo representativo de uma "situação tradicional" de cogeração onde a totalidade da produção elétrica é comercializada. 91 92 Estudo de viabilidade de um sistema de cogeração enquadrado numa "situação tradicional" De forma a atingir o objetivo proposto, e tendo por base os dados fornecidos, será construído um caso de estudo correspondente a uma central de cogeração que, apesar de se encontrar nas instalações de um industrial têxtil, é detida e explorada pela empresa onde a presente dissertação foi elaborada. Apesar de por questões de confidencialidade não serem referidas designações que identifiquem a central em consideração deve ser realçado que todos os dados que irão ser apresentados são completamente reais, permitindo assim a elaboração de um estudo perfeitamente válido. Os referidos dados contemplam um vasto leque de parâmetros relevantes tendo sido obtidos através da análise de uma auditoria realizada à central, através dos contadores lá existentes e através das faturas elétricas, térmicas e de gás natural referentes ao ano de 2014. 4.1 Descrição do caso de estudo 4.1.1 Constituição técnica da central tomada como exemplo A nível técnico, e de forma muito breve, a central a analisar nesta fase é constituída por 2 motores da Wartsila que, embora apresentem uma potência elétrica unitária de 2320 kW, se apresentam limitados a 2000 kWelétrico cada, resultando esta limitação da insuficiente capacidade do ponto de interligação à rede. Os referidos motores funcionam a 1500 rpm e utilizam o gás natural como combustível. A cada motor encontra-se acoplado um alternador elétrico da Leroy Somer que apresenta uma potência aparente de 2900 kVA, funciona a 50 Hz, 6300 V e igualmente a 1500 rpm. Adicionalmente aos motores existe uma caldeira de recuperação da Valtec Umisa dotada de um queimador adicional que se destina à produção de vapor de água saturado a uma pressão de 9 bar. Ao nível do aproveitamento realizado com os gases de escape, os mesmos, após passarem na caldeira de recuperação, onde auxiliando a produção de vapor evitam o consumo de gás para esse fim, são enviados para a atmosfera. Quanto à energia térmica que é contida no circuito da água que executa o arrefecimento do motor, parte da mesma é recuperada na forma de água quente que, posteriormente, é enviada ao cliente industrial. Acerca da água utilizada no processo, a mesma depois de extraída é bombeada para um descalcificador que se encarrega do seu tratamento, sendo subsequentemente enviada a um desgasificador que, através do aquecimento da mesma até uma temperatura próxima do seu ponto de ebulição, lhe retira o oxigénio e a envia para a caldeira de recuperação. 4.1.2 Modo de funcionamento normal da central tomada como exemplo Analisada, ainda que em termos gerais, a constituição técnica da central exemplo em estudo é também interessante compreender, ainda que de forma breve, o seu modo normal de funcionamento. Assim sendo, a referida central aquando da sua entrada em funcionamento, labora normalmente em valores muito próximos da sua carga nominal, sendo no entanto a energia térmica produzida geralmente insuficiente para suprir as necessidades da fábrica. Tendo em consideração que uma unidade de cogeração é capaz de produzir simultaneamente energia térmica e elétrica, e abordando-se a questão do regime de funcionamento, torna-se interessante compreender de que 4.1 Descrição do caso de estudo 93 forma é dada utilização às mesmas. Neste caso concreto, e devido às questões contratuais existentes, a totalidade da energia elétrica produzida é diretamente exportada para a rede elétrica nacional. Quanto à energia térmica, a mesma é fornecida à fábrica com qual a central se encontra conectada quer sob a forma de vapor, sendo o mesmo produzido na caldeira de recuperação, quer sob a forma de água quente, sendo esta gerada a partir do sistema de arrefecimento de água dos motores. 4.1.3 Regime de funcionamento da central Depois de compreendido quer o modo normal de funcionamento da cogeração tomada como exemplo, quer a sua constituição, torna-se interessante conhecer o seu regime de funcionamento. O mesmo encontra-se diretamente relacionado com as necessidades térmicas da fábrica à qual a central de cogeração se encontra ligada e com os períodos em que a eletricidade é produzida, funcionando assim das 7h às 24h nos dias úteis (horas de ponta e cheias), nas horas de cheias aos sábados e estando completamente inoperacional aos domingos e aos feriados. As referidas horas de funcionamento, bem como os vários períodos, podem ser observados através da análise da figura seguinte onde, adicionalmente, é ainda realizada uma contabilização do número de horas de cada tipo em cada período do ano (Inverno ou Verão). Figura 4.2: Horas de funcionamento típicas nos dias úteis (esquerda) e aos sábados (direita) para a central de cogeração em estudo. Na figura 4.2 torna-se então interessante notar que, devido ao facto de aos sábados não existirem horas consideradas como sendo de ponta, a unidade em questão apenas funciona nas horas de cheias. Sendo assim, neste dia da semana, nas horas em que a central de cogeração se encontra fora de serviço, as necessidades térmicas da empresa são satisfeitas recorrendo à caldeira uma vez que, estando a mesma dotada de queimador auxiliar, esta apresenta a possibilidade de laboração autónoma relativamente à central. Quanto aos domingos, em virtude quer da inexistência necessidades térmicas, uma vez que a fábrica se encontrar encerrada, quer da ausência de horas consideradas como sendo de ponta e cheias, a unidade cogeradora encontra-se encerrada não produzindo desta forma qualquer quantidade térmica e/ou elétrica. 94 Estudo de viabilidade de um sistema de cogeração enquadrado numa "situação tradicional" 4.1.4 Razão do regime de funcionamento adotado Estando o cliente ao qual a unidade de cogeração fornece energia térmica a ser alimentado em Média Tensão (MT), e consultando o sítio da internet de um dos comercializadores elétricos a atuar no mercado, foi possível observar que existem diferenças para o industrial em adquirir energia elétrica quer consoante a hora do dia em que o faz, quer consoante o horário do ano em vigor (Inverno ou Verão). [47]. Esta diferença a nível de custos horários de aquisição de energia elétrica pode ser justificada fundamentalmente através da sua relação direta com a da volatilidade verificada nos preços horários do Mercado Ibérico de Eletricidade (MIBEL). Resumidamente, este mercado funciona em pool simétrico sendo ao mesmo apresentadas para cada hora do dia seguinte propostas de venda e de compra de energia elétrica que são ordenadas por ordem crescente e decrescente, respetivamente. Elaborando através das propostas um gráfico é encontrado, para cada hora, um ponto de interseção que corresponde à quantidade máxima de energia elétrica para a qual existem ofertas cujo preço de compra é superior ao preço associado às ofertas de venda. Desta forma, rapidamente se compreende que, à medida que a carga aumenta, existe necessidade de serem despachadas centrais com um custo produtivo mais oneroso o que tem como consequência a progressiva subida do preço de mercado. Logicamente esses custos são repercutidos nas tarifas pagas pelos clientes finais sendo essa a principal razão para a existência dos referidos períodos tarifários. [106] Sendo o preço de compra da energia diferente para o cliente consoante o período tarifário em que a mesma é adquirida, é também lógico que a energia produzida por uma unidade de cogeração seja bonificada caso seja produzida nas horas de maior procura, ou seja nas horas de pontas e cheias. Assim sendo, já no DL n.o313/2001 em conjunto com a Portaria n.o58/2002 estava prevista a possibilidade da unidade de cogeração em consideração optar pela modulação tarifária, obtendo assim uma remuneração distinta nas horas de ponta e cheia relativamente aquela que seria obtida nas horas de vazio e de super vazio. Esta bonificação, tal como analisado no capítulo anterior, permaneceu válida na modalidade especial do DL n.o23/2010 e, de acordo com o exposto no anexo VI do DL n.o68-A/2015, a mesma deverá também vigorar no futuro. Tendo em consideração a sua existência, bem como as necessidades térmicas do cliente industrial, ao funcionar neste regime e com esta opção a referida central consegue maximizar a sua rentabilidade. [3,10,28,80,82] 4.1.5 Enquadramento legal da central Para que seja realizada uma completa descrição do caso de estudo tomado como exemplo, e de forma a aplicar aquilo que foi exposto no capítulo anterior, permanece em falta a explicação acerca do enquadramento legal desta unidade. A mesma iniciou o seu funcionamento em Setembro de 2000, ao abrigo do DL n.o538/99 e, tal como foi possível constatar através da análise das faturas elétricas referentes ao ano de 2014, a mesma foi posteriormente transferida para o regime remuneratório definido pelo DL n.o313/2001 juntamente com a Portaria n.o58/2002. 4.4 Cenário 1: Enquadramento na modalidade especial 101 Figura 4.4: Cálculo da PEP presente na auditoria realizada à unidade de cogeração exemplo. Acerca da expressão utilizada importa apenas referir o significado das variáveis empregues nos cálculos das eficiências térmicas e elétricas do processo de cogeração (respetivamente Hηe Eη). Assim sendo: •Qvrepresenta a energia térmica presente no vapor do processo. •Qaq representa a energia térmica presente na água quente de arrefecimento dos motores. •Qarepresenta a energia térmica presente na água de alimentação do desgasificador. •Qvd representa a energia térmica presente no vapor do desgasificador. •Ebruta representa a energia elétrica bruta total. •Qcrepresenta a energia térmica presente no combustível. Esclarecido o procedimento utilizado na auditoria para o cálculo da PEP, e tendo obtido o seu valor, através da análise da alínea b, do n.o2 do artigo 3.odo DL n.o23/2010 torna-se compreensível que, uma vez que a central apresenta uma potência elétrica instalada compreendida entre 1 e 25 MW (a unidade tem uma potência elétrica instalada de 4 MW), bem como apresenta uma PEP superior a 10%, a mesma pode ser considerada como sendo uma cogeração de elevada eficiência [10]. Já ao abrigo da nova legislação da cogeração, e apesar de não se encontrarem ainda definidos os critérios exatos para a classificação das unidades como sendo de elevada eficiência, é também expectável que uma cogeração que apresente uma PEP deste nível se encontre abrangida por esta classificação, o que valida mais uma vez a "simplificação" de juntar a modalidade especial prevista nos dois enquadramentos legais anteriormente referidos. 102 Estudo de viabilidade de um sistema de cogeração enquadrado numa "situação tradicional" Conhecidos todos estes fatores, através da aplicação da equação 3.5, é então possível calcular o valor a atribuir mensalmente ao prémio de eficiência (PEm), tendo-se tido em atenção que, para o cálculo do mesmo, é considerada a energia elétrica produzida pela cogeração nesse mesmo mês, sendo no entanto excluído o consumo verificado nos serviços auxiliares que compreendem, por exemplo, as bombas de água, as bombas de circulação, os aerorefrigeradores, os ventiladores e o dispositivo de aquecimento do motor quando o mesmo se encontra parado (parcela EEPLm). Apesar de não se encontrar apresentado na tabela 4.2, o valor deste prémio seria constante ao longo do ano e corresponderia aproximadamente a 7.36 e/MWh, encontrando-se assim abaixo quer do limite máximo estabelecido quer na Portaria n.o325-A/2012 (10.26 e/MWh), quer do majorante fixado no DL n.o68-A/2015 (7.5 e/MWh). [3,73] Finalmente, para a obtenção da última coluna da tabela 4.2 foi empregue a equação 4.2, obtendo-se assim o valor mensal que seria efetivamente recebido pela central em consideração caso a mesma se encontrasse enquadrada na modalidade especial. Tal como se depreende da análise da referida equação, a remuneração que seria obtida nesse caso corresponde à simples soma, para cada mês, do valor a receber pela energia elétrica produzida com o valor do prémio de eficiência. Valor Mensalm=Parcela de Energiam+PEm(4.2) Uma vez que nesta simulação a central operaria pela modalidade especial, além do valor pago pela eletricidade produzida a mesma teria ainda direito a beneficiar de um prémio de eficiência (já calculado) e de um prémio de energia renovável. No entanto, e uma vez que a central em estudo utiliza exclusivamente como combustível o GN, a mesma não se encontra elegível para a aplicação do prémio de energia renovável. 4.5 Cenário 2: Enquadramento na modalidade geral do DL n.o23/2010 Uma das possibilidades presentes no DL n.o23/2010 para a atividade de cogeração era, tal como visto no subcapítulo 3.3.1.1, a opção pela modalidade geral na qual se encontrava prevista a hipótese de comercialização da produção elétrica em mercados organizados de eletricidade. Esta era de facto uma opção que se revelava bastante interessante ao permitir a participação de unidades de produção descentralizada de menores dimensões em mercados elétricos que, usualmente, são “dominados” por produtores detentores de grandes centrais térmicas convencionais, grandes hidroelétricas e, mais recentemente, parques eólicos. Apesar de pelo menos no plano teórico esta ser uma possibilidade bastante interessante para a cogeração era importante notar que, em primeiro lugar, a mesma aumentaria a complexidade de exploração levando a que fosse necessário um maior rigor ao nível da previsão da produção que a cada hora se consegue efetivamente injetar na rede. Além desta questão, que por si só poderia obrigar a que fosse necessário proceder a uma readaptação ao nível da gestão de cada central existe, tal como visto numa fase anterior deste documento, o problema de escala que afeta a vários 4.5 Cenário 2: Enquadramento na modalidade geral do DL n.o23/2010 103 níveis os produtores de menores dimensões e que pode de certa forma comprometer a sua competitividade. Ciente desta questão a legislação contemplava para a modalidade geral um prémio de participação em mercado aplicável a unidades cuja potência instalada fosse igual ou inferior a 100 MW, sendo este limite suficientemente amplo para cobrir a esmagadora maioria das unidades cogeradoras existentes em solo nacional. Acerca do referido prémio importa relembrar que, tal como analisado no subcapítulo 3.9.3 e resumido na figura 3.6, este poderia atingir, mediante o cumprimento de determinadas condições, um valor correspondente a 50% da tarifa de referência. Tendo estes fatores em consideração será de seguida exposta uma simulação de remuneração da energia elétrica produzida pela mesma central de cogeração, no mesmo ano, considerando que esta estaria associada contratualmente à modalidade geral e venderia a totalidade da sua produção à rede elétrica (através da participação em mercados organizados). Desta forma, calculando a remuneração que poderia ser obtida no mesmo ano por uma central que tivesse optado pela passagem a este enquadramento remuneratório, tornar-se-á possível realizar uma adequada comparação entre esta modalidade, a especial, a manutenção na anterior legislação e ainda o enquadramento na nova legislação, permitindo assim que se retirem adequadas conclusões acerca de qual a solução que se revelaria mais vantajosa para o detentor da cogeração. Numa primeira fase, e uma vez que apenas se detinham dados de produção desta unidade em base mensal e em base diária foram realizados estudos assentes nessa mesma informação. No entanto, e uma vez que numa fase mais adiantada dos trabalhos foram fornecidos os dados de produção desta unidade em base horária para o ano de 2014, os restantes estudos deixaram de ser relevantes e, por essa razão, apenas se apresentarão os resultados provenientes da simulação horária. A principal justificação para esta decisão advém do facto de ser claro na legislação que o prémio de participação em mercado deveria ser calculado nessa mesma base, de forma a acompanhar as constantes evoluções horárias verificadas nos preços de mercado. Além disto, e depois de completas as simulações nas três bases temporais mencionadas foi possível observar-se que os valores obtidos, apesar de se apresentarem como sendo da mesma ordem de grandeza, não eram coincidentes. Após uma reflexão acerca da razão destas discrepâncias, e de forma a facilitar a compreensão das suas razões, foi construída a figura 4.5 que, recorrendo a um dia tomado como exemplo auxilia a compreensão do exposto. Desta forma, na referida figura, encontra-se presente não só a evolução do preço de mercado verificado a cada hora de um dia tomado como exemplo (3 de Janeiro de 2014), como também o diagrama de produção da central em estudo verificado nesse mesmo dia. Através da mesma é então possível compreender que, ao efetuar médias diárias e/ou mensais dos preços de mercado horários, se estarão a obter valores médios inferiores aos que efetivamente deveriam ser considerados uma vez que se estão a tomar em consideração os 24 períodos horários que constituem um dia, enquanto que, na realidade, a central apenas funcionaria efetivamente em 17 dos mesmos (em dias úteis), correspondendo esses períodos aqueles em que normalmente o preço de mercado se situa em valores mais elevados (correspondentes às horas de pontas e cheias). Desta forma, realizando uma simulação com base horária obtêm-se valores de remuneração mais elevados, valores esses que por representarem a realidade devem ser os eleitos aquando da execução de possíveis comparações da modalidade geral com outras verten- 104 Estudo de viabilidade de um sistema de cogeração enquadrado numa "situação tradicional" tes remuneratórias. Acerca desta análise deve apenas ser referido que, embora se tenha tomado como exemplo um dia útil, a mesma é igualmente válida para o caso de um sábado, tendo em consideração que nesse dia a central apenas funciona nas 7h do dia correspondentes às horas de cheias. Figura 4.5: Evolução ao longo do dia do preço de mercado e da produção (03/01/2015). Compreendida a necessidade de, tal como exposto no enquadramento legal aqui simulado, realizar a simulação em base horária, a próxima etapa consistiu na construção do procedimento necessário a que seja alcançado o objetivo pretendido. Estando nesta modalidade a ser simulada uma situação de venda da totalidade da produção elétrica proveniente desta central de cogeração em mercado, o primeiro passo consistiu simplesmente em conhecer qual o valor da produção elétrica verificada em cada hora. Para tal, e tendo sido disponibilizados os dados provenientes do telecontador, o procedimento implementado consistiu simplesmente em trabalhá-los de forma a que fosse possível conhecer para cada hora, de cada dia, de cada mês, do ano de 2014, qual a quantidade de energia que efetivamente seria vendida, tornando-se desta forma exequível a execução de uma completa simulação horária. No entanto, uma vez que para a execução da referida simulação era necessário o conhecimento dos preços de mercado verificados em cada uma das 8760 horas do ano tomado em consideração, e dado que o formato de disponibilização desses mesmos dados no OMIE obrigaria a que fossem efetuados 365 downloads, essa mesma informação foi obtida no website da REN [98,107]. Neste local, através da simples seleção do intervalo temporal para o qual se pretendem obter informações acerca dos preços de mercado, foi possível obter-se de forma expedita um único ficheiro que reuniu todos esses dados, facilitando assim de forma considerável o processo. Sendo conhecido quer o valor da energia elétrica entregue à rede em cada hora, quer do preço de mercado verificado nessa mesma hora, encontravam-se reunidos os principais elementos necessários à realização da simulação pretendida, permanecendo apenas em falta a implementação do procedimento necessário à simulação do valor do prémio de participação em mercado aplicável em cada hora. Acerca deste prémio deve ser apenas realçado que, tal como exposto na alínea e) do n.o2 do artigo 4.odo DL n.o23/2010, apresentando a central tomada como exemplo uma 4.5 Cenário 2: Enquadramento na modalidade geral do DL n.o23/2010 105 potência instalada inferior a 100 MW a mesma encontra-se elegível à sua receção [10]. Uma vez que na maioria das situações este corresponderá a 50% da tarifa de referência, numa primeira fase, calculou-se um valor que foi denominado como sendo o Prémio de Participação em Mercado Teórico (PPMTh), correspondendo este simplesmente ao produto da energia produzida por 50% da tarifa de referência, tal como apresentado na equação 4.3. PPMTh=0.5×Trefh(4.3) Conhecido o valor do prémio de participação em mercado teórico aplicável a cada hora, a próxima etapa consistiu na averiguação de se o mesmo cumpria ou não os requisitos legais resumidos na figura 3.6. Desta forma, e através da aplicação das equações 4.4 e4.5, foram criadas duas colunas representativas da tarifa mínima e máxima passível de ser obtida a cada hora do ano, correspondendo esses limites simplesmente a 1.3 ×Tref e 0.8 ×Tref , respetivamente. Tarifa Mínimah=0.8×Trefh(4.4) Tarifa Máximah=1.3×Trefh(4.5) Considerando estes valores limite, e através da aplicação da equação 4.6, foi criada uma coluna intermédia denominada de "Tarifa Teórica" que simplesmente apresentava o resultado da tarifa que seria recebida caso, em cada hora, o prémio de participação em mercado a aplicar correspondesse sempre a 50% da tarifa de referência. Tarifa Teóricah=PMh+PPMTh(4.6) Através da análise desse valor, bem como dos limites mínimos e máximos para a tarifa que se encontravam presentes na legislação foi possível observar que, sobretudo em horas de super vazio e de vazio normal, muitas vezes a tarifa teórica se encontrava abaixo da mínima definida. Tal como havia sido analisado no subcapítulo 3.9.3, a legislação previa as correções a efetuar no prémio de forma a que a tarifa efetivamente recebida se encontrasse dentro dos limites pretendidos. Tendo em consideração as restrições presentes na figura 3.6 foi implementada uma coluna denominada de "Prémio de Participação em Mercado Efetivo" que, para cada uma das 8760 horas do ano, verificava a conformidade da situação em consideração com as restrições presentes na referida figura, determinado posteriormente qual o valor do prémio de participação em mercado aplicável. Conhecido o valor do prémio de participação em mercado que efetivamente seria devido em cada hora, bem como o valor de mercado horário, a tarifa a que a cogeração venderia a eletricidade produzida em mercados poderia ser calculada simplesmente através da aplicação da equação 4.7. Tarifa de Vendah=PMh+PPMEh(4.7) Nesta equação: 106 Estudo de viabilidade de um sistema de cogeração enquadrado numa "situação tradicional" •Tarifa de Vendah, corresponde à tarifa a que seria remunerada a eletricidade produzida em cogeração na hora “h”, do mês “m”, do ano de 2014, aquando do enquadramento da central na modalidade geral do DL n.o23/2010. •PMh, corresponde ao preço de mercado verificado na hora “h”, do mês “m”, do ano de 2014. •PPMEh, corresponde ao prémio de participação em mercado que seria efetivamente recebido na hora “h”, do mês “m”, do ano de 2014 caso a central tivesse sido enquadrada na modalidade geral do DL n.o23/2010. Concluída a determinação da tarifa de venda horária que seria paga pela eletricidade produzida em cogeração caso a mesma tivesse optado pela passagem à modalidade geral do DL n.o 23/2010, apenas permanece em falta o cálculo da remuneração que seria obtida em cada hora (Remuneraçãoh), podendo a mesma ser calculada simplesmente através da aplicação da equação 4.8. Remuneraçãoh=Tarifa de Vendah×EEPLh(4.8) Estando ciente destas particularidades da simulação horária, apresenta-se de seguida a tabela 4.4 na qual se demonstra, ainda que apenas para um dia, a implementação efetuada. Na tabela, a escolha recaiu pelo dia 2 de Janeiro de 2014 uma vez que este se apresentou como sendo um dia útil (quinta-feira), o que significa que a central se encontrou a funcionar normalmente, algo que não sucedeu por exemplo no dia 1 de Janeiro devido ao facto do dia da passagem de ano ser feriado nacional. 4.6 Cenário 3: Enquadramento na submodalidade B do DL n.o68-A/2015 107 Tabela 4.4: Simulação para o dia 2 de Janeiro de 2014 da remuneração horária que a central de cogeração receberia caso tivesse optado pela passagem para a MG do DL n.o23/2010. Apesar de por questões relacionadas com a economia de espaço apenas se apresentar a simulação efetuada para um dia tomado como exemplo, importa referir que a simulação foi aplicada aos 365 dias do ano. De forma a que se torne possível retirar as necessárias conclusões, os valores obtidos serão transformados para uma base mensal através da simples soma para cada mês do valor da remuneração corresponde a cada uma das suas horas. 4.6 Cenário 3: Enquadramento na submodalidade B do DL n.o68A/2015 Recentemente, e tal como analisado no subcapítulo 3.13, foi publicada a nova legislação que tutela o setor da cogeração e que vêm impor ao mesmo várias alterações relevantes. A principal dessas modificações consistiu em, tal como observado, subdividir a modalidade geral em duas submodalidades destinando-se uma delas ao autoconsumo. No entanto, e tendo em consideração o estudo que se pretendeu realizar neste capítulo, para que a nova legislação fosse abordada a mesma teria de ser aplicável a situações "tradicionais" de cogeração, correspondendo as mesmas à entrega à rede da totalidade da energia elétrica produzida. Desta forma, e de acordo com o exposto no DL n.o68-A/2015, essa possibilidade continua a se encontrar prevista quer na modalidade especial, quer na submodalidade B da modalidade geral. Dadas as semelhanças existentes entre a modalidade especial prevista no DL n.o23/2010 e a mesma modalidade na nova legislação, tal como visto no subcapítulo 4.4, a abordagem seguida passou pela junção das duas até porque, 108 Estudo de viabilidade de um sistema de cogeração enquadrado numa "situação tradicional" para além das semelhanças existentes, ainda permanece em falta uma nova portaria que defina as especificidades do prémio de elevada eficiência a aplicar. [3,10,56] No entanto, tendo em consideração o n.o6 do artigo 4.o-B da nova legislação, procedimento semelhante não pode ser adotado no caso da modalidade geral uma vez que a mesma sofreu uma alteração significativa que conduzirá certamente à obtenção de valores completamente distintos. Através do referido artigo é então compreensível que, caso uma determinada central de cogeração se pretenda enquadrar na submodalidade B da modalidade geral vendendo a totalidade da energia produzida em mercados organizados, a mesma apenas será remunerada com o montante correspondente ao preço de mercado verificado na hora em questão, não estando assim previsto o pagamento de qualquer prémio. [3] Tendo por base o exposto, e para que fosse simulada a remuneração obtida nesta submodalidade, o procedimento implementado consistiu somente na adaptação daquele que havia sido utilizado no subcapítulo anterior, tendo sido retirados os parâmetros necessários à determinação do prémio de participação em mercado. Desta forma, a remuneração passível de ser obtida em cada hora pode simplesmente ser dada pela aplicação da equação 4.9. Remuneraçãoh=PMh×EEPLh(4.9) Mais uma vez, tal como realizado no subcapítulo anterior, apenas se apresentam os dados referentes a um dia exemplo, sendo que posteriormente os mesmos alvo de uma passagem a base mensal de forma a que se torne exequível com um maior grau de simplicidade a execução de uma adequada comparação entre os vários cenários definidos. Ainda assim, e mesmo antes desse procedimento ser implementado, é facilmente compreensível que esta situação se revelará menos favorável do que a modalidade geral no âmbito do DL n.o23/2010 uma vez que o prémio de participação em mercado, que na maioria das horas corresponderia a um valor de aproximadamente 45 e/MWh (50% da tarifa de referência), deixa de ser aplicável. 4.7 Simulação do valor da energia térmica 109 Tabela 4.5: Simulação para o dia 2 de Janeiro de 2014 da remuneração horária que a central em estudo receberia caso opte pela passagem para a submodalidade B do DL n.o68-A/2015. 4.7 Simulação do valor da energia térmica Concluída a análise das várias possibilidades de remuneração existentes para a energia elétrica produzida em cogeração aquando da sua venda total à RESP, torna-se essencial alargar esse mesmo estudo à energia térmica pois, tal como analisado logo aquando da análise do conceito da cogeração realizado no subcapítulo 2.1, o seu aproveitamento é parte preponderante para que sejam alcançadas as altas eficiências que um sistema deste tipo é capaz de proporcionar. Assim sendo, e tendo em consideração que o valor da energia térmica se apresenta como sendo constante independentemente do regime remuneratório em que a cogeração se encontre inserida, a abordagem seguida passou pela determinação do possível valor dessa energia. Conhecendo-se este valor, bem como o montante passível de ser obtido em cada um dos diferentes possíveis enquadramentos, poderá ser realizado para cada um dos cenários em análise um estudo económico mais aprofundado que consiga demonstrar de facto se a soma do valor da energia elétrica com o valor da energia térmica produzidas em cogeração se revela ou não suficientemente interessante para que a realização de novos investimentos possa ser uma realidade. De forma a atingir o objetivo pretendido neste subcapítulo a abordagem seguida consistiu, numa primeira fase, na reflexão acerca de qual seria a solução alternativa à cogeração que uma unidade industrial utilizaria de forma a suprir adequadamente as suas necessidades térmicas. Assim sendo, a primeira etapa consistiu na pesquisa de quais os valores de referência harmonizados para a produção separada de energia térmica, em cada uma das diferentes tecnologias existentes, e a que a Diretiva 2004/8/CE fazia referência ao dizer que os mesmos teriam de ser revistos pela 110 Estudo de viabilidade de um sistema de cogeração enquadrado numa "situação tradicional" primeira vez em 21 de Fevereiro de 2011 e posteriormente de quatro em quatro anos de forma a tomar em consideração a evolução tecnologia passível de ser verificada. Seguindo este procedimento chegou-se à Decisão de Execução 2011/877/UE que, no seu anexo II, e tal como se pode observar na figura 4.6, apresenta os referidos valores de referência harmonizados para a produção separada de energia térmica e que se encontram válidos até ao ano de 2015. Apesar dos mesmos estarem perto de serem revistos importa referir que, de acordo com o exposto no n.o4 do preâmbulo deste documento, não é expectável que estes valores se alterem uma vez que a eficiência energética das caldeiras se tem mantido praticamente inalterada ao longo dos últimos anos. [8,108] Figura 4.6: Valores de referência harmonizados em matéria de eficiência para a produção separada de energia térmica aplicáveis nas condições normalizadas ISO (temperatura ambiente de 15oC, pressão de 1.013 bar e humidade relativa de 60%). [108] Conhecidos os valores de eficiência para a produção separada de energia térmica foi considerado que, na inexistência de cogeração, esse tipo de energia que seria necessária ao processo industrial seria produzida com recurso a uma caldeira a GN que apresentasse um rendimento de 90% sendo esta, segundo a Decisão 2011/877/UE, a solução mais eficiente sempre que se pretenda 4.9 Comparação entre os cenários estudados 117 4.9 Comparação entre os cenários estudados Concluída a análise da remuneração que a central de cogeração tomada como exemplo obteve nos 12 meses do ano de 2014, bem como do montante que a mesma obteria em cada um dos possíveis cenários explicitados, torna-se interessante comparar os resultados obtidos de forma a que se torne atingível um dos objetivos primordiais deste capítulo e que passa pela perceção de se a manutenção da cogeração no regime remuneratório definido pelo DL n.o313/2001 em conjunto com a Portaria n.o58/2012 se revelava, ou não, como sendo a opção mais vantajosa. Recorrendo à figura 4.7 pode ser claramente compreendida a razão pela qual, todas as cogerações que têm a possibilidade de permanecer no regime remuneratório do DL n.o313/2001 nem sequer terem equacionado a passagem a qualquer um dos regimes definidos no DL n.o23/2010 e, certamente, não equacionarem para já a passagem a qualquer uma das modalidades definidas no DL n.o68-A/2015. Analisando agora quer a modalidade geral prevista no DL n.o23/2010, quer a submodalidade B da modalidade geral com venda da totalidade da produção em mercado prevista no DL n.o68A/2015 é possível compreender que, para uma central idêntica à tomada como exemplo, se já antes da retirada do prémio de participação em mercado era extremamente complexo obter uma remuneração positiva, a sua extinção vem acabar com qualquer hipótese de rentabilidade. Esta situação torna-se de facto preocupante pois, numa situação idêntica à da central que está a ser tomada como exemplo, terminado o seu período de permanência ao abrigo do anterior regime remuneratório, se já existindo a possibilidade da passagem à modalidade especial se tornará difícil que a central não apresente prejuízos, caso se pretenda que a mesma passe diretamente para o regime de venda da totalidade da produção em mercado, enquadrado na submodalidade B, a mesma certamente encerraria em definitivo. Esta situação deve ser realçada também tendo em consideração que, tal como exposto no subcapítulo 4.1.5, ao abrigo da nova legislação caso a central aqui tomada como exemplo deseje manter-se em funcionamento, pelo menos em 2025 esta terá obrigatoriamente de passar a um regime de modalidade geral, que pode passar pela participação em mercado. No entanto, e de forma a expor claramente as diferenças existentes entre os vários cenários anteriormente explorados, apresenta-se de seguida a tabela 4.10 através da qual é observável a magnitude da discrepância existente entre a remuneração proporcionada pelo enquadramento no DL n.o313/2001 e a remuneração passível de ser obtida restantes enquadramentos. Nesta tabela, e tendo em consideração a recente publicação do DL n.o68-A/2015, é ainda interessante observar na última coluna a diferença existente entre os cenários 1 e 3 correspondentes aos dois possível enquadramentos que serão aplicáveis a novos projetos. 118 Estudo de viabilidade de um sistema de cogeração enquadrado numa "situação tradicional" Tabela 4.10: Diferenças existentes no valor total da que a cogeração apresentaria nos vários cenários possíveis. Através da análise desta tabela é então possível compreender que a diferença no valor total da cogeração do cenário base, correspondente à manutenção no DL n.o313/2001, apresentaria sempre um valor anual superior em pelo menos 1 milhão de euros relativamente aos restantes cenários. Sendo os custos com GN, outros custos e a valorização da energia térmica idênticos em todos os cenários apresentados facilmente se compreende que esta abissal diferença tem proveniência na superior valorização que a energia elétrica apresentada por regime remuneratório. Para que se possa ter uma melhor compreensão da diferença existente a esse nível, a remuneração passível de ser obtida neste enquadramento é cerca de 55% superior aquela que seria obtida na modalidade especial, cerca de 75% superior à que seria obtida na modalidade geral prevista na anterior legislação e cerca de 275% superior aquela que seria obtida caso a cogeração tivesse de ser enquadrada na submodalidade B da mais recente legislação e optasse por vender a eletricidade produzida em mercado. Sendo assim, através da análise dessa tabela torna-se claramente compreensível a conclusão que já havia sido retirada da análise da figura 4.7. Apesar de a central tomada como exemplo não ter sido forçada à passagem a uma das duas modalidades definidas na anterior legislação (DL n.o23/2010), na tabela 4.10 é também apresentada a diferença entre os cenários 1 e 2, correspondentes à passagem ao regime especial e ao regime geral nos moldes do referido enquadramento legal. Tal como é possível de ser observado, considerando a existência do prémio de participação em mercado, a diferença média mensal situar-se-ia em cerca de 15000e, em virtude de uma remuneração que, em média, seria cerca de 13.3% mais elevada para o caso da opção pela modalidade especial. No entanto, nesta situação é de realçar que em meses onde o preço de mercado se encontrasse mais elevado a modalidade geral poderia mesmo permitir que se alcançassem remunerações superiores às que seriam proporcionadas na modalidade especial. 4.9 Comparação entre os cenários estudados 119 Uma vez que em virtude dos prazos legalmente impostos a mudança descrita no parágrafo anterior não sucedeu, brevemente a central tomada como exemplo terá de alterar o seu enquadramento legal, podendo desta forma optar ou pela passagem à modalidade especial ou pela passagem a uma das submodalidades previstas na nova legislação. Tendo este facto em consideração, a última coluna da referida tabela mostra qual seria a diferença em cada um dos meses, sendo assim mais uma vez percetível que, caso seja pretendido que a central permaneça em funcionamento, a escolha será mais do que óbvia e recairá logicamente na modalidade especial. Pela análise deste caso pode então ser compreendido que, em virtude da extinção do prémio de participação em mercado que de certa forma equilibrava as duas modalidades, se torna completamente impraticável a opção pela submodalidade B com venda da totalidade da produção em mercado uma vez que o preço médio de mercado é significativamente inferior à tarifa aplicável à modalidade especial. Por outras palavras pode ser afirmado que, ao contrário do que acontecia na legislação anterior onde as modalidades geral e especial praticamente se equivaliam em pelo menos parte do ano, a nova legislação veio inserir uma diferença colossal entre as duas situações aqui estudadas. Tendo sido visto na figura 4.7 que assim que a central tenha de proceder à passagem para a nova legislação, mesmo que opte pela modalidade especial, terá dificuldades em obter uma remuneração que seja suficiente para cobrir os custos de operação tornou-se interessante compreender a razão de tal se suceder. Ainda antes de o explicar, deve ser realçado que os dados apresentados na referida figura contemplam uma situação teórica representativa do cliente ao qual estivesse a ser fornecida a energia térmica produzida aceitasse remunerar a mesma ao preço que lhe custaria a sua produção numa caldeira a GN com 90% de eficiência. Ora, uma vez que na prática no caso da cogeração não pertencer ao industrial esta situação não se verificaria, teria ainda de ser feito um desconto ao valor considerado o que faria com que o valor total da cogeração apresentado fosse ainda mais reduzido. Passando agora à compreensão das razões que levam à obtenção da situação exposta deve ser notado que, apesar de a central em estudo estar habilitada ao abrigo do DL n.o23/2010 a ser classificada como sendo de elevada eficiência, a mesma foi desenvolvida à mais de 15 anos. Assim sendo, e tendo em consideração a sua idade, a mesma não atinge logicamente valores de rendimentos elétricos tão elevados como aqueles que são alcançáveis em centrais mais recentes. Este é um fator que se revela tremendamente importante uma vez que uma determinada central, ao apresentar um rendimento elétrico mais elevado, consegue produzir a mesma quantidade de energia elétrica utilizando para tal uma menor quantidade de combustível, o que logicamente apresenta um peso significativo na fatura de GN. Tendo em consideração esta situação, e de forma a que tendo por base os dados reais de uma central se consiga simular a viabilidade de uma central nova nos moldes dos vários cenários desenvolvidos, será estudado no próximo subcapítulo de que forma é que substituindo os motores existentes por um ou mais motores novos, os custos de GN se alterariam e que peso teria essa alteração no valor total que a cogeração apresentaria num ano. 120 Estudo de viabilidade de um sistema de cogeração enquadrado numa "situação tradicional" 4.10 Simulação do valor total da cogeração considerando uma renovação da central Tendo por base o exposto na fase final do subcapítulo anterior, e de forma a comprovar que de facto o rendimento elétrico da central tomada como exemplo era reduzido comparativamente às mais atuais soluções disponíveis no mercado, através da aplicação da equação 2.1 calculou-se rendimento elétrico de venda (através do quociente entre a energia elétrica vendida e a energia contida no combustível) para cada um dos meses do ano de 2014, tendo-se obtido a figura 4.8. Figura 4.8: Rendimento elétrico de venda apresentado pela central em estudo ao longo dos vários meses que compõe o ano de 2014. Pela análise da figura 4.8, e através dos cálculos efetuados, chegou-se à conclusão que, em média, no decorrer do ano de 2014 a central exemplo em estudo apresentou um rendimento elétrico de venda de 35.80%, valor este que se apresenta como sendo manifestamente reduzido comparativamente com aquele que é apresentado por motores equivalentes mais recentes. Estes, tal como foi possível constatar através da análise do catálogo de um motor novo que foi recentemente adquirido pela empresa, apresentam rendimentos elétricos bastante mais elevados, sendo que, no caso concreto referido, o mesmo atinge os 45.6% [111]. Apesar da evidente superioridade deste valor deve ter-se em atenção que, de forma a efetuar uma adequada comparação, o mesmo deve ser reduzido para que se considerem os autoconsumos elétricos verificados na central. Sendo assim, após uma análise do valor mensal dos mesmos verificou-se que estes se encontravam em torno dos 3.6%, tendo de ser este valor descontado ao do rendimento elétrico total apresentado no manual do fabricante. Desta forma, considerando um rendimento elétrico de venda de 42%, foi realizada uma simulação de quais os custos de aquisição de GN para que posteriormente fosse estimada a poupança mensal que se verificaria. Além da redução ao nível dos custos necessários à aquisição de GN deve ainda ser realçado que, um motor novo, em virtude da evolução tecnológica verificada apresentará também um encargo mais reduzido na parcela referente aos outros custos, sobretudo devido à otimização ao nível da manutenção que tem sucedido. Desta forma, mantendo o critério 4.10 Simulação do valor total da cogeração considerando uma renovação da central 121 anteriormente explicitado de os considerar como sendo 20% dos custos de aquisição de GN, importa realçar que o valor dos mesmos foi reduzido aquando da comparação com os motores que de facto existem na central. A referida simulação pode ser observada na tabela 4.11, tendo esta servido de base à posterior replicação do procedimento implementado na determinação do valor total da cogeração em cada um dos cenários estudados. Analisando então o método utilizado na construção da tabela 4.11, o primeiro passo consistiu no cálculo mensal da quantidade de gás natural que seria consumida caso a central apresentasse um rendimento elétrico de venda de 42%, podendo esse mesmo parâmetro ser calculado através da aplicação da equação 4.12. CGNcentral novam[MWh]=EEPLm 0.42 (4.12) Nesta equação: •CGNcentral novam[MWh]representa o consumo de gás natural em cogeração, no mês “m” de 2014. [MWh] •EEPLmrepresenta à energia elétrica produzida pela cogeração no mês “m” do ano de 2014, excluindo os consumos auxiliares. [MWh] Sendo conhecido, em MWh, o valor mensal do gás natural que seria consumido caso a central apresentasse um rendimento elétrico de venda de 42%, e uma vez que através da tabela 4.6 se conhece o valor do Nm3de GN no ano de 2014, o passo seguinte consistiu simplesmente na aplicação da equação 4.13 para proceder à conversão do consumo de GN de MWh para Nm3. CGNcentral novam[Nm3]=CGNcentral novam[MWh] PCIm(4.13) Onde: •CGNcentral novam[Nm3]representa o consumo de gás natural em cogeração, no mês “m” de 2014. [Nm3] •PCImcorresponde ao poder calorífico inferior do gás no mês “m” de 2014. [kWh/Nm3] Após a determinação deste parâmetro e, uma vez que tal como anteriormente mencionado é conhecido o valor do Nm3de GN, o passo seguinte consistiu na determinação quer dos custos mensais com a aquisição de GN, quer dos outros custos necessários ao funcionamento da central nesta situação. Adicionalmente, e por uma questão de obter uma maior compreensão do impacto que uma remodelação de uma central pode apresentar mensalmente foram também calculados os valores mensais da poupança em gás natural e em outros custos desta situação relativamente à original, onde se considera a central tal como ela atualmente. Todos estes parâmetros são então apresentados na tabela 4.11. 122 Estudo de viabilidade de um sistema de cogeração enquadrado numa "situação tradicional" Tabela 4.11: Simulação dos custos de aquisição de GN e outros custos necessários ao funcionamento de uma central com rendimento elétrico de venda de 42%. Através da análise da tabela acima apresentada é então possível compreender a magnitude que uma situação de remodelação da central onde seja substituído o equipamento principal poderá apresentar. Neste caso concreto, considerando que em média existiria um aumento de 6.2% no rendimento elétrico de venda da central é possível compreender que em apenas um ano seriam poupados mais de 335000eem gás natural, valor esse que ascenderia a mais de 393200ecaso fossem também consideradas as poupanças conseguidas na operação e funcionamento da central. Concluída então a análise da tabela 4.11, o passo seguinte consistiu na replicação do procedimento implementado aquando da execução do valor total da cogeração considerando desta vez os custos com GN e outros que uma central nova teria. Desta forma, foi possível obter-se a figura 4.9 na qual é possível observar o grande impacto que uma substituição do grupo motor por um mais recente apresenta. 4.11 Comparação entre os cenários estudados considerando uma remodelação da central 123 Figura 4.9: Valor total que a cogeração exemplo em estudo apresentaria no ano de 2014 em cada um dos possíveis cenários, tendo por base a consideração de que o grupo motor da mesma era substituído por um novo com rendimento elétrico de venda de 42%. 4.11 Comparação entre os cenários estudados considerando uma remodelação da central Tendo no subcapítulo anterior sido determinadas as diferenças existentes ao nível do valor total que a cogeração apresentaria caso visse o seu grupo motor ser substituído por um mais recente, torna-se agora interessante analisar a magnitude do impacto dessa alteração. Tal como se torna observável através da análise da figura 4.9, a redução de custos proporcionada pela substituição do grupo motor por um mais recente teria um impacto tal que seria suficiente para que quer a modalidade especial, quer a modalidade geral com venda da totalidade da produção em mercados organizados que era prevista no DL n.o23/2010 não incorressem em prejuízos em nenhum dos meses do ano. Ainda assim, e mesmo antes de compreender se a remuneração passível de ser obtida nas modalidades anteriormente mencionadas era a suficiente para, não só amortizar o investimento realizado num grupo motor novo, como também proporcionar proveito para o investidor, torna-se possível compreender que, na ausência do prémio de participação em mercado e mantendo a tendência de preços de mercado reduzidos como até aqui, a submodalidade B da modalidade geral do DL n.o68-A/2015 com venda da totalidade da produção em mercado nunca se apresentará como sendo uma alternativa válida uma vez que nem sequer está próxima de ser suficiente para cobrir os custos de funcionamento da central. Mais uma vez se torna também evidente a enorme discrepância verificada entre a remuneração que seria obtida em cada um dos diferentes regimes remuneratórios sendo ainda visível que, à medida que as sucessivas peças legislativas foram publicas, a situação da cogeração apenas se tornou mais desfavorável. Uma análise semelhante à apresentada na tabela 4.10 poderia também ser elaborada nesta situação, sendo no entanto a mesma desnecessária uma vez que a alteração realizada com esta consideração impacta de igual forma todos os cenários apresentados, sendo por essa razão a diferença existente nos valores totais da cogeração apresentados fruto das discrepâncias verificadas ao nível da remuneração elétrica existente em cada um dos diferentes enquadramentos remuneratórios. 124 Estudo de viabilidade de um sistema de cogeração enquadrado numa "situação tradicional" 4.12 Custo nivelado de energia simples (sLCOE) OLCOE, ou Levelized Cost of Energy como é conhecido na literatura anglo-saxónica, corresponde a um indicador económico que permite compreender qual o custo real de produção de eletricidade em diferentes tecnologias. Desta forma, este indicador reveste-se de especial importância uma vez que, para além de permitir a um potencial investidor conhecer qual o custo real da produção elétrica, permite também executar uma adequada comparação com outras tecnologias que podem ou não apresentar características de funcionamento similares. [112,113,114] Na presente dissertação, o cálculo deste indicador será realizado nesta fase de forma a que seja compreendido, para o caso concreto de uma central que apresentasse um regime de produção e de funcionamento similares à da considerada como exemplo, qual seria o valor de proveito necessário, em e/MWh, para que de facto a execução de um investimento desta envergadura tivesse o adequado retorno. Através do conhecimento deste parâmetro poderá ser compreendido se de facto a tarifa capaz de ser proporcionada por cada um dos diferentes enquadramentos legais analisados, juntamente com a que poderia ser obtida pela energia térmica seria ou não suficiente, não só para remunerar adequadamente os custos inerentes ao funcionamento da central, como também para proporcionar um adequado retorno e a criação de algum lucro para o investidor. Começando então pelo cálculo do valor deste indicador, a abordagem utilizada foi a de, tendo por base os custos de investimento, os de GN e de outros fatores necessários ao funcionamento da central que foram verificados no ano de 2014, determinar, em função do número de horas anuais de funcionamento, o sLCOE. A escolha pelo cálculo do sLCOE em detrimento do tradicional LCOE foi simplesmente baseada na maior simplicidade de cálculo proporcionada e pela sua capacidade de mostrar graficamente qual é o preço mínimo ao qual a energia produzida deve ser remunerada para que o valor atual do projeto no final do seu tempo de vida útil seja nulo. Desta forma, e aplicando as expressões 4.14 e4.15, foi possível obter-se a figura 4.10, na qual se encontra demonstrado o valor do sLCOE em função do número de horas de funcionamento anuais da central. [112] sLCOE =Custo de Investimento ×Custo de Capital HF ×PmedHF +CGN +OC EEPL (4.14) Custo de Capital =i×(1+i)n [ ( 1+i)n]−1(4.15) Nas expressões acima apresentadas: •sLCOE corresponde ao preço mínimo ao qual a energia produzida por uma central de cogeração deve ser remunerada para que o projeto apresente um valor atual nulo no final do seu tempo de vida útil. [e/MWh] •Custos de Investimento corresponde ao custo necessário à construção e à instalação de uma central de cogeração semelhante àquela que foi tomada como exemplo. [e] 4.12 Custo nivelado de energia simples (sLCOE)125 •Custo de Capital corresponde ao valor ao qual é remunerado o montante investido na central. •HF corresponde ao número anual de horas de funcionamento da central exemplo em estudo. [h] •PmedHF corresponde à potência média apresentada nas horas de funcionamento. [MW] •CGN corresponde aos custos anuais com gás natural. [e] •OC corresponde aos outros custos que anualmente são necessários para um adequado funcionamento da central. [e] •EEPL corresponde à energia elétrica anualmente produzida pela central exemplo em estudo, excluindo os consumos auxiliares. [MWh] •i corresponde à taxa de remuneração do capital investido na central. [%] •n corresponde ao tempo de vida da central. [anos] Analisando as expressões acima apresentadas deve ser clarificado que, em virtude das especificações deste tipo de projeto, se realizaram pequenos ajustes à expressão de cálculo do sLCOE presente em [112] de forma a obter a equação 4.14. Começando pelo primeiro elemento da expressão, no numerador não foi utilizado qualquer valor de custos fixos dado o seu reduzido valor em centrais deste tipo e também devido ao facto de se ter considerado que os outros custos, com exceção dos de GN, representavam 20% dos custos desses custos o que corresponde a afirmar que os mesmos são variáveis. Já no denominador do primeiro elemento da expressão, em detrimento da utilização do produto entre 8.76 e um fator de capacidade, utilizou-se a energia produzida anualmente que foi simplesmente calculada através do produto entre as horas de funcionamento e a potência média verificada nessas mesmas horas. Quanto ao segundo elemento, o mesmo corresponde simplesmente ao quociente entre os custos variáveis (de gás e outros custos) e a energia produzida pela central. Desta forma, a primeira parcela da equação 4.14 corresponde simplesmente a custos relacionados com o investimento, enquanto que a segunda corresponde aos custos de utilização da central. Tal como se pode observar através de uma breve análise dimensional, e tal como pretendido, ambas as parcelas se encontram em e/MWh permitindo assim obter um valor de sLCOE nesta unidade. Quanto à equação 4.15, a mesma corresponde apenas à equação de atualização do capital e por isso foi diretamente retirada de [112], não necessitando assim de nenhuma adaptação. Acerca das equações 4.14 e4.15 devem ainda ser clarificados quais os valores tomados e que proporcionaram a obtenção do sLCOE. Assim, e após a análise de alguns projetos de centrais de cogeração chegou-se à conclusão que uma central semelhante à tomada como exemplo apresenta um custo de investimento na ordem dos 650 e/kW o que equivale a afirmar que a construção de uma central desta envergadura (4000 kW) seria atualmente orçamentada em cerca de 2.6 milhões de euros. Para o cálculo deste parâmetro revelou-se ainda necessário ter conhecimento do tempo de vida útil que uma central deste género apresenta tendo sido considerado, com base nos dados 126 Estudo de viabilidade de um sistema de cogeração enquadrado numa "situação tradicional" existentes de centrais em exploração, um período de 20 anos como sendo o intervalo temporal normal de funcionamento de um equipamento deste tipo. Quanto ao custo de capital, o valor tomado foi de 8%, correspondendo este ao valor médio ao qual a empresa se conseguiria financiar através da banca. Já no denominador do primeiro elemento da equação 4.14 é possível encontrar o produto entre HF e PmedHF . Tal como acima clarificado, o primeiro dos referidos parâmetros corresponde às horas de funcionamento anuais da central de cogeração exemplo em estudo que, para efeitos de determinação do sLCOE, se considerou como sendo um parâmetro variável. Quanto ao segundo parâmetro, o mesmo corresponde à potência média nas horas de funcionamento, para o qual se tomou o valor de 3.277 MW, valor este que foi obtido através do cálculo da potência média nas horas de funcionamento verificadas no ano de 2014. Acerca do valor apresentado é de referir que o mesmo se apresenta um pouco abaixo do que poderia ser expectável até porque é conhecido que, de forma a maximizar a eficiência uma central deste género, normalmente se coloca a mesma a funcionar à plena carga. No entanto, e uma vez que os tempos de arranque e paragem se apresentam relativamente extensos, existem ao longo do ano diversas horas nas quais a produção se apresenta como sendo bastante reduzida. Este facto origina que se obtenha um valor de potência média mais abaixo daquela a que uma central desta envergadura costuma apresentar em fases posteriores ao arranque e anteriores à paragem e que, de acordo com os dados fornecidos, usualmente se encontrava compreendida entre os 3.8 e os 3.9 MW. Descrito todo o procedimento envolvente à determinação do sLCOE para este caso concreto, os resultados obtidos podem ser observados na figura 4.10. Figura 4.10: Custo de produção em função do número de horas de funcionamento para a central de cogeração exemplo em estudo. Através da referida figura, onde é possível observar o custo real de produção em função do número de horas de funcionamento anuais para uma central semelhante àquela que foi tomada como exemplo, mas com um rendimento elétrico de venda superior, e tal como seria expectável, quanto maior for esse número de horas, menor será a tarifa necessária para que o investimento apresente retorno. No entanto, apesar da consideração anterior se apresentar como sendo válida deve ser notado que existe ao longo do tempo uma progressiva tendência de estabilização não