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ANÁLISE DE VIABILIDADE ECONÔMICA DA IMPLANTAÇÃO DE
SISTEMAS DE BATERIAS DE LÍTIO-ÍON EM UNIDADES
CONSUMIDORAS CONECTADAS NA MÉDIA TENSÃO
Matheus Howes Coimbra Thomé
Projeto de Graduação apresentado ao Curso de
Engenharia de Produção da Escola Politécnica,
Universidade Federal do Rio de Janeiro, como parte
dos requisitos necessários à obtenção do título de
Engenheiro.
Orientadores: Renato Flórido Cameira
Roberto Ivo da Rocha Lima
Rio de Janeiro
Dezembro de 2017
iii
Thomé, Matheus Howes Coimbra Thomé
Análise de Viabilidade Econômica da Implantação de
Sistemas de Baterias Lítio-Íon em Unidades Consumidoras
Conectadas na Média Tensão/ Matheus Howes Coimbra
Thomé – Rio de Janeiro: UFRJ/ Escola Politécnica, 2017.
X, 81 p.: il.; 29,7 cm.
Orientador: Renato Flórido Cameira
Projeto de Graduação – UFRJ/ POLI/ Curso de
Engenharia de Produção, 2017.
Referências Bibliográficas: p. 78-81
1. Baterias de Lítio-Íon. 2. Viabilidade Econômica.
3. Armazenamento de Energia.
I. Cameira, Renato Flórido II. Universidade Federal do
Rio de Janeiro, Escola Politécnica, Curso de Engenharia de
Produção. III. Análise de Viabilidade Econômica da
Implantação de Sistemas de Baterias Lítio-Íon em Unidades
Consumidoras Conectadas na Média Tensão
iv
AGRADECIMENTOS
Primeiramente gostaria de agradecer à Deus e à São José por terem iluminado e
abençoado meu caminho na UFRJ.
Agradeço também aos meus pais, Marcos André e Carmen, e meus irmãos, Thiago
e Catherine, por serem minha base e inspiração, tendo me apoiado desde o momento em que
cursar Engenharia de Produção na UFRJ era um sonho até o presente momento de conclusão
do curso. Tenho especial gratidão também a todos meus familiares e amigos que sempre
estiveram ao meu lado me proporcionando momentos inesquecíveis.
Faço aqui um agradecimento especial aos professores orientadores deste trabalho,
Renato Flórido Cameira e Roberto Ivo da Rocha Lima, por terem me dado todo suporte e
orientação para a elaboração do mesmo. Agradeço também de forma especial a Ramon de
Oliveira Júnior, companheiro profissional e amigo que me auxiliou constantemente no
desenvolvimento deste trabalho, inclusive na escolha do tema, tornando-se também um
orientador e inspirador deste trabalho.
Por fim, agradeço à Universidade Federal do Rio de Janeiro, aos amigos que fiz ao
longo de minha vida acadêmica nela, aos professores, em especial do Departamento de
Engenharia Industrial, e a todos os funcionários que fazem desta instituição gigante como ela
é. Tenho muito orgulho de ter a UFRJ na minha vida.
v
Resumo do Projeto de Graduação apresentado à Escola Politécnica/ UFRJ como parte dos
requisitos necessários para a obtenção do grau de Engenheiro de Produção.
ANÁLISE DE VIABILIDADE ECONÔMICA DA IMPLANTAÇÃO DE SISTEMAS DE
BATERIAS DE LÍTIO-ÍON EM UNIDADES CONSUMIDORAS CONECTADAS NA MÉDIA
TENSÃO
Matheus Howes Coimbra Thomé
Dezembro/2017
Orientador: Renato Flórido Cameira
Curso: Engenharia de Produção
Ao longo dos últimos anos, os sistemas de armazenamento de energia têm aumentado sua
participação no setor elétrico. Dentre esses sistemas, destacam-se as baterias de lítio-íon
cada vez mais desenvolvidas e utilizadas por unidades consumidoras que visam reduzir seus
custos através da arbitragem tarifária. Nesse contexto, este trabalho pretende realizar um
estudo da viabilidade econômica acerca da implantação de um sistema de baterias de lítio-
íon em unidades consumidoras comerciais conectadas na média tensão.
Palavras-chave: Baterias de Lítio-Íon, Viabilidade Econômica, Armazenamento de Energia
vi
Abstract of Undergraduate Project presented to POLI/UFRJ as a partial fulfillment of the
requirements for the degree of Industrial Engineer.
ANALYSIS OF ECONOMICAL FEASIBILITY OF THE IMPLANTATION OF LITHIUM-ION
BATTERY SYSTEMS IN CONSUMER UNITS CONNECTED IN THE MEDIUM VOLTAGE
Matheus Howes Coimbra Thomé
December/2017
Advisor: Renato Flórido Cameira
Course: Industrial Engineering
Over the past few years, energy storage systems have increased their participation on the
electrical sector. Among these systems, the lithium-ion batteries stand out as they are being
increasingly developed and used by consumer units that aim to reduce their costs through
energy time-shifting. In this context, this paper aims to carry out an economic feasibility study
about the implantation of a lithium-ion batteries system in a commercial consumer unit
connected in the medium voltage.
Keywords: Lithium-Ion Batteries, Economic Viability, Energy Storage
vii
SUMÁRIO 1. INTRODUÇÃO ............................................................................................................................ 13
1.1. CONTEXTUALIZAÇÃO ..................................................................................................... 13
1.2. OBJETIVOS DE ESTUDO ................................................................................................ 14
1.2.1. OBJETIVO GERAL .................................................................................................... 15
1.2.2. OBJETIVO ESPECÍFICO .......................................................................................... 15
1.3. LIMITES DO ESTUDO ...................................................................................................... 15
1.4. LIMITAÇÕES DO ESTUDO .............................................................................................. 15
2. METODOLOGIA DE PESQUISA ............................................................................................. 16
2.1. DEFINIÇÃO DO MÉTODO DE PESQUISA ................................................................... 16
2.2. ETAPAS DE PESQUISA ................................................................................................... 16
3. O SISTEMA ELÉTRICO BRASILEIRO ................................................................................... 19
4. TARIFAS DE ENERGIA ............................................................................................................ 21
5. O ARMAZENAMENTO DE ENERGIA .................................................................................... 23
5.1. DEFINIÇÃO ......................................................................................................................... 23
5.2. OUTRAS DEFINIÇÕES IMPORTANTES ....................................................................... 23
5.3. O ARMAZENAMENTO DE ENERGIA NO MUNDO ..................................................... 24
5.4. O ARMAZENAMENTO DE ENERGIA NO BRASIL ...................................................... 25
5.5. APLICAÇÕES E BENEFÍCIOS ........................................................................................ 26
6. SISTEMAS DE ARMAZENAMENTO DE ENERGIA ............................................................. 28
6.1. SISTEMAS ELÉTRICOS ................................................................................................... 29
6.1.1. SUPERCAPACITORES ............................................................................................ 29
6.1.2. SISTEMAS DE SUPERCONDUTIVIDADE MAGNÉTICA ................................... 29
6.2. SISTEMAS MECÂNICOS ................................................................................................. 29
6.2.1. BOMBEAMENTO REVERSO ................................................................................... 29
6.2.2. SISTEMAS DE AR COMPRIMIDO .......................................................................... 30
6.2.3. SISTEMAS “FLYWHEEL” OU VOLANTE DE INÉRCIA ....................................... 30
6.3. SISTEMAS TÉRMICOS .................................................................................................... 31
6.4. SISTEMAS QUÍMICOS ..................................................................................................... 31
6.4.1. BATERIAS DE LÍTIO-ÍON ......................................................................................... 31
6.4.2. BATERIAS CHUMBO-ÁCIDO .................................................................................. 32
6.4.3. BATERIAS DE ALTA TEMPERATURA .................................................................. 32
6.4.4. BATERIAS DE FLUXO .............................................................................................. 33
6.4.5. SISTEMA POR ARMAZENAMENTO DE HIDROGÊNIO .................................... 33
6.4.6. SISTEMA POR ARMAZENAMENTO DE GÁS NATURAL .................................. 34
6.5. COMPARAÇÃO ENTRE SISTEMAS .............................................................................. 34
viii
7. SISTEMAS DE BATERIAS ÍON LÍTIO .................................................................................... 36
7.1. HISTÓRICO ......................................................................................................................... 36
7.2. FUNCIONAMENTO............................................................................................................ 36
7.3. BATERIAS LÍTIO-ÍON NO BRASIL E NO MUNDO ...................................................... 38
7.4. DESCARTE DE BATERIAS LÍTIO-ÍON .......................................................................... 39
7.5. COMPOSIÇÃO, INSTALAÇÃO E OPERAÇÃO DE UM SISTEMA DE BATERIAS
LÍTIO-ÍON ........................................................................................................................................ 39
7.6. ARBITRAGEM DE TARIFAS ............................................................................................ 41
8. MODELOS DE AVALIAÇÃO ECONÔMICA ........................................................................... 43
8.1. MÚLTIPLOS ........................................................................................................................ 43
8.2. VALOR PATRIMONIAL ..................................................................................................... 43
8.3. VALOR ECONÔMICO AGREGADO (EVA) ................................................................... 44
8.4. VALOR DE LIQUIDAÇÃO ................................................................................................. 44
8.5. OPÇÕES REAIS ................................................................................................................. 44
8.6. FLUXO DE CAIXA DESCONTADO................................................................................. 44
8.7. COMPARAÇÃO ENTRE OS MODELOS APRESENTADOS ...................................... 45
9. FLUXO DE CAIXA DESCONTADO......................................................................................... 47
9.1. COMPOSIÇÃO DO DRE ................................................................................................... 47
9.2. FLUXO DE CAIXA OPERACIONAL ................................................................................ 48
9.3. FLUXO DE CAIXA DOS ATIVOS .................................................................................... 48
9.4. TAXA DE DESCONTO ...................................................................................................... 48
9.5. INDICADORES ECONÔMICOS ...................................................................................... 49
9.5.1. VALOR PRESENTE LÍQUIDO (VPL) ...................................................................... 49
9.5.2. TAXA INTERNA DE RETORNO (TIR) .................................................................... 49
9.5.3. PAYBACK E PAYBACK DESCONTADO ............................................................... 49
9.5.4. ÍNDICE DE CUSTO-BENEFÍCIO ............................................................................. 49
10. ESTUDO DE CASO ............................................................................................................... 51
10.1. CÁLCULO DA CAPACIDADE DE ARMAZENAMENTO .......................................... 51
10.2. CÁLCULO DA ENERGIA ARMAZENADA E DESCARREGADA ........................... 53
10.3. DEFINIÇÃO DAS DISTRIBUIDORAS ESTUDADAS ............................................... 55
11. ANÁLISE DE VIABILIDADE ECONÔMICA ........................................................................ 57
11.1. INVESTIMENTO INICIAL (CAPEX) ............................................................................. 57
11.2. DESENVOLVIMENTO DA DEMONSTRAÇÃO FINANCEIRA ................................ 60
11.2.1. BENEFÍCIO BRUTO .............................................................................................. 60
11.2.2. CUSTOS OPERACIONAIS (OPEX) .................................................................... 62
11.3. DEMONSTRAÇÃO FINANCEIRA ............................................................................... 67
ix
11.3.1. CENÁRIO A – LIGHT ............................................................................................. 67
11.3.2. CENÁRIO B – CEMIG (MG) ................................................................................. 68
11.3.3. CENÁRIO C – COELBA (BA) ............................................................................... 69
11.4. FLUXO DE CAIXA OPERACIONAL E DOS ATIVOS ............................................... 70
11.4.1. CENÁRIO A – LIGHT (RJ) .................................................................................... 70
11.4.2. CENÁRIO B – CEMIG (MG) ................................................................................. 71
11.4.3. CENÁRIO C – COELBA (BA) ............................................................................... 72
11.5. INDICADORES ECONÔMICOS .................................................................................. 73
11.5.1. CENÁRIO A – LIGHT (RJ) .................................................................................... 73
11.5.2. CENÁRIO B – CEMIG (MG) ................................................................................. 73
11.5.3. CENÁRIO C – COELBA (BA) ............................................................................... 74
11.6. ANÁLISE DOS RESULTADOS .................................................................................... 75
12. CONSIDERAÇÕES FINAIS .................................................................................................. 76
12.1. CONCLUSÃO.................................................................................................................. 76
12.2. PERSPECTIVAS DE ENCAMINHAMENTO FUTURO ............................................ 77
REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS ................................................................................................ 78
x
LISTA DE FIGURAS
Figura 1 - Fluxograma de organização do trabalho .............................................................. 17
Figura 2 - Gráfico da Matriz Energética Brasileira ................................................................ 19
Figura 3 - Classificação das tecnologias de sistemas de armazenamento de energia ......... 28
Figura 4 - Princípios dos processos de carga e descarga em células de lítio-íon ................. 37
Figura 5 - Composição de um sistema de baterias de corrente contínua ............................. 40
Figura 6 - Esquema representativo da arbitragem tarifária .................................................. 41
Figura 7 - Frequência de Utilização dos Modelos de Avaliação ........................................... 45
Figura 8 - Comparação entre os métodos do FCD e Múltiplos ............................................. 46
Figura 9 - Composição da DRE – Demonstração do Resultado do Exercício ...................... 47
Figura 10 - Quadro explicativo de uma Demonstração Financeira ....................................... 48
Figura 11 - Gráfico de degradação da capacidade de um sistema de baterias lítio-íon ........ 51
Figura 12 - Gráfico da degradação da eficiência de descarga de um sistema de baterias lítio-
íon ....................................................................................................................................... 52
Figura 13 - Mapa das áreas de concessão de energia elétrica no Brasil.............................. 55
Figura 14 - Simulação dos tributos federais incidentes sobre o produto estudado ............... 58
xi
LISTA DE TABELAS
Tabela 1 - Comparação entre os sistemas de armazenamento ........................................... 35
Tabela 2 - Dados agrupados das eficiência e capacidade anual de um SAE de baterias lítio-
ion ........................................................................................................................................ 52
Tabela 3 - Capacidade do sistema e energia armazenada anual do SAE de baterias lítio-ion
............................................................................................................................................ 54
Tabela 4 - Eficiência do sistema e energia descarregada anual do SAE de baterias lítio-ion
............................................................................................................................................ 54
Tabela 5 - Tarifas de distribuidoras de energia elétrica ........................................................ 56
Tabela 6 - Alíquotas de ICMS dos estados estudados ......................................................... 59
Tabela 7 - CAPEX dos projetos por estado .......................................................................... 59
Tabela 8 - Tarifas do Horário de Ponta das distribuidoras estudadas .................................. 60
Tabela 9 - Benefício Bruto para o Cenário A – LIGHT (RJ) .................................................. 61
Tabela 10 - Benefício Bruto para o Cenário B – CEMIG (MG) ............................................. 61
Tabela 11 - Benefício Bruto para o Cenário C – COELBA (BA) ........................................... 62
Tabela 12 - Tarifas do Horário Fora Ponta das distribuidoras estudadas ............................. 63
Tabela 13 - Custos Operacionais para o Cenário A – LIGHT (RJ) ....................................... 64
Tabela 14 - Custos Operacionais para o Cenário B – CEMIG (MG) ..................................... 65
Tabela 15 - Custos Operacionais para o Cenário C – COELBA (BA) ................................... 66
Tabela 16 - Demonstração Financeira do Cenário A – LIGHT (RJ) ...................................... 67
Tabela 17 - Demonstração Financeira do Cenário B – CEMIG (MG) ................................... 68
Tabela 18 - Demonstração Financeira do Cenário C – COELBA (BA) ................................. 69
Tabela 19 - Fluxos de Caixa Operacional e dos Ativos para o Cenário A – LIGHT (RJ) ...... 70
Tabela 20 - Fluxos de Caixa Operacional e dos Ativos para o Cenário B – CEMIG (MG) .... 71
Tabela 21 - Fluxos de Caixa Operacional e dos Ativos para o Cenário C – COELBA (BA) .. 72
Tabela 22 - Indicadores Econômicos para o Cenário A – LIGHT (RJ) ................................. 73
Tabela 23 - Indicadores Econômicos para o Cenário B – CEMIG (MG) ............................... 74
Tabela 24 - Indicadores Econômicos para o Cenário C – COELBA (BA) ............................. 74
Tabela 25 - Quadro comparativo de indicadores econômicos .............................................. 75
xii
LISTA DE ABREVIATURAS
ANEEL – Agência Nacional de Energia Elétrica
BA - Bahia
BIG – Banco de Informações de Geração da ANEEL
CEMIG – Companhia Energética de Minas Gerais
COELBA – Companhia de Eletricidade do Estado da Bahia
DRE – Demonstração do Resultado do Exercício
EBITDA – Earnings Before Interest, Taxes, Depreciation and Amortization (Lucro antes de
Juros, Impostos, Depreciação e Armotização)
FCA – Fluxo de Caixa dos Ativos
FCD – Fluxo de Caixa Descontado
FCO – Fluxo de Caixa Operacional
ICMS – Imposto sobre Circulação de Mercadorias e Serviços
II – Imposto de Importação
IPI – Imposto sobre Produto Industrializado
LIGHT - Light Serviços de Eletricidade S.A.
MG – Minas Gerais
RJ – Rio de Janeiro
SAE – Sistema de Armazenamento de Energia
SEB – Sistema Elétrico Brasileiro
SEP – Sistemas Elétricos de Potência
SIN – Sistema Integrado Nacional
TIR – Taxa Interna de Retorno
VPL – Valor Presente Líquido
13
1. INTRODUÇÃO
Este é um trabalho realizado e apresentado como partes dos requisitos necessários
à obtenção do título de Engenheiro de Produção da Universidade Federal do Rio de Janeiro
(UFRJ).
Neste capítulo introdutório é feita uma contextualização do trabalho e os temas que
este aborda de maneira geral, além de apresentar sua estrutura, seus objetivos, limites e
limitações.
1.1. CONTEXTUALIZAÇÃO
O armazenamento de energia é um segmento do setor elétrico que vem crescendo
e tornando-se cada vez mais viável com o surgimento das redes elétricas inteligentes. Mesmo
com suas principais tecnologias em desenvolvimento, o armazenamento de energia
desempenha papel importante na integração de fontes renováveis intermitentes de energia e
nos demais segmentos do setor elétrico. (Silva & Bortoni, 2016)
Ademais, os Sistemas de Armazenamento de Energia (SAEs) têm sido cada vez mais
utilizados por unidades comerciais e industriais, visando reduzir o consumo no horário de pico
de demanda, em que a tarifa de energia é mais alta, reduzindo, assim, os custos com energia
elétrica dessas instalações. (Silva & Bortoni, 2016)
O presente trabalho visa esclarecer se a implementação desses sistemas em
unidades comerciais, conectadas em média tensão, torna-se viável a partir da economia
gerada por essa redução de consumo no horário de pico, considerando todo o investimento,
custos e despesas necessárias para sua instalação e operação.
Esse trabalho está estruturado em capítulos.
No capítulo 1 são apresentados o contexto relacionado a esse trabalho e sua
estrutura, além de seus objetivos, limites e limitações.
No capítulo 2 é apresentada a metodologia de pesquisa, suas principais
classificações e a divisão de seu trabalho.
No capítulo 3 é visto um resumo das principais características do setor elétrico
brasileiro, desde a geração, passando pela transmissão, até chegar na distribuição ao
consumidor final.
No capítulo 4 é visto um breve resumo sobre tarifas de energia elétrica, abordando a
composição das tarifas e as classes e subclasses que diferenciam os consumidores.
14
No capítulo 5 são apresentados diversos pontos relacionados ao armazenamento de
energia, começando pela definição do mesmo e dos principais conceitos relacionados a este
e empregados neste documento. Posteriormente é realizada uma breve análise sobre a
situação do armazenamento de energia no Brasil e no mundo, suas aplicações e benefícios.
No capítulo 6 são abordadas as principais tecnologias de armazenamento de energia
existentes no mundo, sendo estas divididas em quatro grupos e tendo apresentadas suas
principais características. Por fim é realizada uma comparação entre as mesmas para justificar
a escolha do sistema que será detalhado nesse trabalho.
No capítulo 7 é visto com maior detalhamento as baterias de lítio-íon, sendo
apresentado seu histórico e funcionamento, o nível dessa tecnologia no Brasil e no mundo,
além de abordar de maneira geral seus componentes, instalação, operação e como este
realiza a arbitragem tarifária.
No capítulo 8 são apresentados os principais métodos de avaliação econômica de
forma resumida, sendo posteriormente realizada uma comparação para definir o método a ser
utilizado nesse trabalho.
No capítulo 9 é detalhado o método do Fluxo de Caixa Descontado, assim como
especificado outros conceitos importantes e os indicadores econômicos utilizados para
avaliação.
No capítulo 10 é apresentado o estudo de caso, definindo premissas técnicas
importantes do sistema como a potência instalada e a capacidade de armazenamento,
posteriormente sendo realizados cálculos dos fluxos de energia envolvidos na operação do
sistema.
No capítulo 11 são calculados o investimento inicial, benefício bruto e custos
operacionais referentes a cada um dos cenários. Posteriormente, com esses dados bem
explicados, são expostas a Demonstração Financeira, o Fluxo de Caixa Operacional, o Fluxo
de Caixa dos Ativos e os indicadores econômicos para cada cenário estudado.
No capítulo 12 é apresentada a conclusão do trabalho.
1.2. OBJETIVOS DE ESTUDO
Os objetivos desse trabalho podem ser divididos em objetivo geral e objetivo
específico, conforme definições abaixo.
15
1.2.1. OBJETIVO GERAL
Realizar um estudo de viabilidade econômica de novas tecnologias no setor de
energia. Para esse estudo, objetiva-se analisar as principais tecnologias de armazenamento
de energia existentes, bem como as modalidades de análise econômica desse tipo de
tecnologia.
1.2.2. OBJETIVO ESPECÍFICO
Analisar a viabilidade econômica da instalação, em unidades consumidoras
comerciais, de um SAE específico, referente àquele baseado no uso das baterias de lítio-íon.
1.3. LIMITES DO ESTUDO
Este trabalho é limitado à análise de viabilidade econômica de um sistema de baterias
lítio-íon, considerando as premissas adotadas na modelagem financeira, tais como: tarifas de
energia praticadas pelas distribuidoras selecionadas e custos estimados obtidos para o
sistema e sua integração com a rede.
O estudo menciona, de forma resumida, os principais SAEs existentes no mundo,
porém estes são apresentados apenas para comparar suas características técnicas e justificar
a escolha do sistema principal que será analisado.
Sendo assim, o maior detalhamento e análise econômica de qualquer outro sistema
de armazenamento, que não o de baterias lítio-íon, está fora do escopo deste documento.
Neste trabalho não será abordado de forma profunda os impactos ambientais e
medidas de descarte adequadas das baterias em questão.
1.4. LIMITAÇÕES DO ESTUDO
Este trabalho tem como principais limitações o acesso à conteúdos mais detalhados,
devido a muitos artigos relacionados ao assunto em questão serem pagos ou exigirem contas
em plataformas privadas e; o preço de custo de equipamentos, instalação e operação serem
estimados a partir de documento técnico de um fabricante internacional, já que não foi
realizada cotação com vários fornecedores por exigir especificação técnica detalhada de
componentes e que não é objetivo deste trabalho.
16
2. METODOLOGIA DE PESQUISA
Neste capítulo é apresentada a metodologia de pesquisa e suas principais
classificações. Posteriormente é apresentada a divisão do trabalho, abordando as etapas de
pesquisa deste.
2.1. DEFINIÇÃO DO MÉTODO DE PESQUISA
As pesquisas podem ser classificadas, de acordo com seus objetivos, em
quantitativas e qualitativas. Uma pesquisa quantitativa considera hipóteses especificadas e
variáveis definidas, buscando precisão e evitar discrepâncias entre as etapas de análise e
interpretação de dados. O principal foco desse tipo de pesquisa é a medição e a quantificação
de resultados. (Godoy, 1995)
Enquanto isso, a pesquisa qualitativa considera questões mais amplas, que vão se
definindo com o desenvolvimento do estudo, sendo assim esse tipo de pesquisa não utiliza
ferramentas estatísticas para análise de dados, nem mesmo mede os eventos estudados.
(Godoy, 1995)
Este trabalho utiliza uma pesquisa quantitativa, já que a mesma é baseada em
hipóteses especificadas e variáveis definidas que geram um modelo de análise econômica do
projeto estudado, ao mesmo que busca a precisão e uma efetiva interpretação de dados.
Quanto aos fins, esta pesquisa pode ser classificada como exploratória, visto que,
segundo Gil (1999), possui a finalidade de analisar exemplos que estimulem a compreensão
do assunto abordado, assim como esclarecer e desenvolver conceitos e ideias para a
formulação de abordagens futuras do mesmo.
A pesquisa pode ser classificada como bibliográfica quanto aos meios de
investigação e classificação, de acordo com Vergara (2003), visto que é desenvolvida com
base em material publicado em artigos de periódicos, livros, revistas, publicações, etc., ou
seja, material acessível pela internet ao público em geral.
2.2. ETAPAS DE PESQUISA
Conforme demonstrado na figura 1, inicialmente foram definidos os objetivos do
trabalho e posteriormente a metodologia de pesquisa. Sendo assim, foram feitas pesquisas
relacionadas ao Sistema Elétrico Brasileiro (SEB) e ao armazenamento de energia, visando
entender melhor os assuntos abordados, para posteriormente haver uma análise qualitativa
que focou nas tecnologias de armazenamento de energia existentes e suas características
17
para determinar que tipo de sistema seria estudado de forma mais profunda e
consequentemente analisado quantitativamente.
Figura 1 - Fluxograma de organização do trabalho
Fonte: Elaboração própria
Definido o sistema de baterias de lítio-íon como objeto a ser analisado, a pesquisa
literária continuou de forma mais profunda para esse sistema, definindo suas características
técnicas, composição do sistema e custos.
De forma similar se seguiu para os métodos de análise econômica, que tiveram uma
pesquisa realizada para comparação dos mesmos e escolha do melhor método a ser
empregado para o caso estudado. Definido o método do Fluxo de Caixa Descontado (FCD),
este foi aprofundado e explicado de forma mais detalhada.
Em seguida, foram levantados os dados quantitativos necessários para a correta
aplicação do método de análise econômica selecionado, utilizando-se um fornecedor
estrangeiro como referência para os custos de instalação e operação de um sistema de
18
baterias lítio-íon, o site da Receita Federal para cálculo dos tributos federais incidentes, a
inclusão dos impostos estaduais para obtenção do valor total final do projeto, além das tarifas
de energia aplicadas para consumidores conectados em média tensão para cada uma das
três distribuidoras selecionadas para a aplicação do modelo financeiro.
Posteriormente, foi estruturado o modelo financeiro a partir do método do FCD com
os dados quantitativos levantados, obtendo-se, assim, os indicadores estabelecidos para a
análise econômica do projeto em cada uma das distribuidoras. Os indicadores foram
analisados para que fossem tomadas as conclusões a respeito do sistema estudado.
19
3. O SISTEMA ELÉTRICO BRASILEIRO
O SEB se divide em três principais segmentos: a geração, a transmissão e a
distribuição de energia. Segundo o Banco de Informações de Geração (BIG), da Agência
Nacional de Energia Elétrica (ANEEL), o Brasil conta, em setembro de 2017, com 4.710
empreendimentos em operação, que somam uma potência instalada de 153.814.820 kW
(quilowatts). Além das unidades geradoras espalhadas pelo país, o Brasil importa energia do
Paraguai, tendo em sua matriz energética a potência instalada de 8.170.000 kW em referência
a essa importação. A composição da matriz energética brasileira pode ser visualizada na
figura abaixo:
Figura 2 - Gráfico da Matriz Energética Brasileira
Fonte: Elaboração própria
Dessa maneira, a matriz energética brasileira é formada em sua maioria pela geração
hídrica com 61,35% da potência total instalada, seguida dos combustíveis fósseis que
representam 16,62%, biomassa (8,75%), eólica (6,90%), importação (5,04%), nuclear (1,23%)
e solar (0,11%).
O Atlas de Energia Elétrica do Brasil, publicado pela ANEEL em 2008, destaca que
a transmissão de energia elétrica no Brasil é feita através de sistemas compostos pelas usinas
(unidades geradoras), linhas de transmissão e ativos de distribuição. Esses sistemas fazem
parte do chamado Sistema Interligado Nacional (SIN) e, quando não há interligação total são
chamados de Sistemas Isolados. O SIN abrange a maior parte do território brasileiro,
20
realizando o atendimento da demanda das regiões Sul, Sudeste, Centro-Oeste, Nordeste e
parte da região Norte. Já os Sistemas Isolados são sistemas de menor porte que não se
conectam ao SIN, concentrados, em sua maioria, na região Amazônica. Essa divisão se deve
às características geográficas de cada região do país, que determinaram a forma com que os
sistemas de geração, transmissão e distribuição se desenvolveram e, consequentemente, a
facilidade de acesso à energia elétrica pelas respectivas populações dessas localidades. No
caso da região Amazônica, por exemplo, as características de vegetação e presença de rios
dificultam a construção de linhas de transmissão no local, fazendo com que a mesma não se
conecte ao SIN, caracterizando-se, assim, pela presença dos Sistemas Isolados.
A conexão e o atendimento ao consumidor, independentemente do tamanho do
consumo, são realizados pelas distribuidoras de energia elétrica e cooperativas de
eletrificação rural. Segundo a agência existem, hoje, 64 concessionárias de energia elétrica
atuantes no Brasil, além das 126 cooperativas de eletrificação rural. As cooperativas atendem
aproximadamente seiscentos mil consumidores em mais de 1.400 municípios em todo o país,
enquanto que o restante das unidades consumidoras é atendido pelas distribuidoras. Dentre
as distribuidoras atuais observam-se empresas privadas, privatizadas, municipais, estaduais
e federais. Em muitas das empresas privadas há a presença de investidores nacionais e
estrangeiros. (ANEEL, 2008)
A ANEEL, através da mesma publicação, define as distribuidoras como grandes
empresas que recebem das companhias de transmissão toda energia elétrica para abastecer
o país, tornando-se assim, no elo entre o setor de energia elétrica e a sociedade brasileira.
Nas linhas de transmissão, após deixar a unidade geradora, a energia elétrica trafega em
tensão que varia de 88 a 750 Kv (quilovolts), chegando às subestações das distribuidoras,
onde a tensão é rebaixada e, por meio de um sistema composto por fios, postes e
transformadores, chega à unidade consumidora em 127 ou 220 volts (V). Exceção a essa
regra são as unidades consumidoras de média e alta tensão, geralmente unidades industriais
que operam com tensões mais elevadas (entre 2,3 kV e 88 kV) em suas linhas de produção
e recebem energia elétrica diretamente da subestação da distribuidora.
21
4. TARIFAS DE ENERGIA
As distribuidoras de energia emitem mensalmente faturas com os registros do
consumo de energia elétrica, em quilowatt-hora (kWh), pela unidade consumidora no mês
anterior. Fazem parte do valor da energia elétrica três componentes: a tarifa de energia, os
encargos do setor elétrico (embutidos na tarifa) e o tributos determinados por lei. (ANEEL,
2008)
Segundo a ANEEL, em sua publicação “Atlas de Energia Elétrica do Brasil” de 2008,
a tarifa de energia elétrica no país era, até o início da década de 90, única, garantindo a
remuneração das concessionárias de forma independente de seu nível de eficiência, ou seja,
não havia incentivo pela busca por eficiência por parte das distribuidoras. Em 1993, uma nova
lei determinou que as tarifas passariam a ser fixadas por cada distribuidora, conforme as
características específicas de cada área de concessão. Dentre essas características é
possível citar o número de consumidores, os quilômetros de rede de transmissão e
distribuição, custo da energia comprada e tributos estaduais, entre outros.
Para aplicação das tarifas de energia elétrica, as unidades consumidoras são
identificadas por classes e subclasses, sendo as primeiras dividas em: residencial, industrial,
comercial e serviços, rural, poder público, iluminação pública, serviço público e consumo
próprio. Cada classe possui uma estrutura tarifária diferente, respeitando suas peculiaridades
de consumo e de demanda de potência. Sendo assim os consumidores podem ser de
média/alta tensão ou baixa tensão, definidos, para fins de cobrança tarifária, da seguinte
forma: (ANEEL, 2008)
• Média/Alta Tensão
A1 – tensão de fornecimento igual ou superior a 230 kV
A2 – tensão de fornecimento de 88 kV a 138 kV
A3 – tensão de fornecimento de 69 kV
A3a – tensão de fornecimento de 30 kV a 44 kV
A4 – tensão de fornecimento de 2,3 kV a 25 kV
AS – tensão de fornecimento inferior a 2,3 kV atendida a partir de sistema subterrâneo
de distribuição
• Baixa Tensão
B1 – residencial e residencial de baixa renda
B2 – rural, cooperativa de eletrificação rural e serviços públicos de irrigação
22
B3 – demais classes
B4 – iluminação pública
Para os grupos conectados na baixa tensão (B1, B2, B3 e B4), a tarifa de energia
elétrica é monômia, ou seja, esta é composta por preços aplicáveis unicamente ao consumo
de energia elétrica ativa, no caso desses grupos, ainda, o valor da tarifa é único, sendo
independente do horário de consumo. Já para os grupos conectados na média/alta tensão
(A1, A2, A3, A3a, A4 e AS), aplica-se a tarifa de energia binômia, sendo essa estrutura
composta por preços aplicáveis ao consumo de energia elétrica ativa (tarifas horárias) e
demanda faturável. (Light SESA, 2017)
Ainda segundo o website da Light SESA, as tarifas horárias podem ser definidas
como a aplicação de diferentes tarifas de consumo de energia elétrica e de demanda de
potência de acordo com o horário de utilização durante o dia e também com determinados
períodos do ano. As tarifas horárias se dividem em: verde e azul.
No caso da tarifa verde, esta é opcional para unidades consumidoras com
fornecimento de tensão inferior a 69 kV e é composta por dois valores diferentes para o
consumo de energia (R$/kWh), valores estes que variam de acordo com o horário do dia, são
os horários de ponta (período de 3 horas do dia, com a definição dos horários por cada
distribuidora) ou fora de ponta, além de um valor fixo para qualquer nível de potência
contratada. (Light SESA, 2017)
Já a tarifa azul, de acordo com o website da distribuidora do Rio de Janeiro, esta é
obrigatória para unidades consumidoras com fornecimento de energia em tensão igual ou
superior à 69 kV e opcional para tensão abaixo desse limite. Esta aplica diferentes tarifas para
os horários de ponta e fora de ponta tanto para a demanda de potência como para o consumo
de energia.
No caso desse trabalho, será avaliada uma unidade consumidora conectada na
média/alta tensão, A4, sendo, esta, classificada como unidade comercial. Além disso, será
considerada a premissa de que esta unidade consumidora é atendida pela Tarifa Verde como
tarifa horária padrão.
23
5. O ARMAZENAMENTO DE ENERGIA
No presente capítulo são definidos conceitos básicos relacionados ao
armazenamento de energia, além de realizada uma análise sobre a situação do
armazenamento de energia no Brasil e no mundo e apresentadas suas aplicações e
benefícios.
5.1. DEFINIÇÃO
Segundo McLarnon & Cairns (1989), o armazenamento de energia elétrica refere-se
ao processo de conversão de energia elétrica de uma rede de energia em uma forma que
pode ser armazenada para ser convertida de volta para energia elétrica quando necessário.
Esse processo permite que a eletricidade seja produzida em tempos de baixa
demanda, baixo custo de geração ou de fontes de geração de energia intermitentes para ser
usado em momentos de alta demanda, alto custo de geração ou quando não há outros meios
de geração disponíveis. (McLarnon & Cairns, 1989)
5.2. OUTRAS DEFINIÇÕES IMPORTANTES
A definição de alguns conceitos se faz importante para o melhor entendimento deste
trabalho, seguindo abaixo os de maior destaque:
Energia: é a unidade de medida fundamental dos sistemas elétricos de potência
(SEP). A função fundamental dos SEP é converter a energia primária, seja ela
mecânica, térmica, química ou de outros tipos, em energia elétrica, para assim
transmiti-la e distribui-la. Tem como unidade de medida o Joule (J) ou Wh (Watt-
hora). O conceito de energia é importante para as tecnologias de armazenamento
de energia pois define o tamanho do sistema. (Bueno & Brandão, 2016)
Potência: é uma medida da taxa de transferência de energia. Podemos expressá-
la como a quantidade de energia transferida por unidade de tempo, sendo sua
unidade o W (Watt = J/s). O conceito de potência é importante para as tecnologias
de armazenamento de energia pois define a tecnologia mais adequada para
suprir a demanda de potência da carga. (Bueno & Brandão, 2016)
24
Eficiência: mede o trabalho útil realizado a partir da energia absorvida pelo
dispositivo. Para SAEs deve ser entendida como a quantidade de energia
entregue na fase de descarga, ou seja, a energia elétrica que sai do sistema, em
relação à energia absorvida pelo sistema na fase de carga, ou seja, a energia
elétrica que entra no sistema. Em ambos os processos de carga e descarga há
perda de energia. (Bueno & Brandão, 2016)
Densidade de energia: é a quantidade de energia armazenada no sistema
dividida pelo peso ou volume do dispositivo de armazenamento (W/kg ou W/litro).
O volume e peso considera todo o sistema de armazenamento, incluindo o
elemento de armazenamento de energia, acessórios, estruturas de suporte e o
sistema inversor. (Chen et al., 2008)
Ciclo carga-descarga: pode ser definido como o ciclo que vai desde o processo
de carga com a entrada de energia elétrica no dispositivo, onde essa é convertida
em outro tipo de energia e armazenada, até o processo de descarga que se
caracteriza pela conversão da energia armazenada novamente em energia
elétrica para utilização pelo consumidor. (Bueno & Brandão, 2016)
Ciclo de vida: se refere ao número de ciclos (operações) de carga e descarga ao
qual foi submetido o SAE até que o mesmo se torne ineficaz de realizar as
funções as quais foi designado (definida de acordo com a especificação de cada
sistema). (Bueno & Brandão, 2016)
5.3. O ARMAZENAMENTO DE ENERGIA NO MUNDO
Segundo Bueno & Brandão (2016), o armazenamento de energia elétrica e a
aplicação de sistemas que realizam esse processo é uma tendência mundial, visto que
proporciona benefícios para o setor elétrico desde a geração até o consumo.
De acordo com o relatório Energy Storage Trends and Opportunities in Emerging
Markets, publicado pelos autores Gauntlett & Eller em 2017, as principais tendências mundiais
relacionadas ao armazenamento de energia atualmente são: a queda de custos das
tecnologias, que fazem com que os SAEs continuem a ser uma alternativa econômica ou um
componente da infraestrutura da rede elétrica, e o crescimento das fontes de geração
25
intermitentes, que trazem consigo o crescimento do mercado de armazenamento de energia,
visto que viabilizam uma melhor operação destas fontes de geração.
Ao mesmo tempo, existem muitas particularidades quanto às tendências e o
desenvolvimento da indústria e de estudos voltados para o mercado de armazenamento de
energia, variando de país para país por todo o planeta, principalmente para economias
emergentes. As especificidades de cada mercado, como as aplicações que os SAEs terão e
os tipos de tecnologias mais adequadas para eles, dependerão de alguns fatores como a
combinação de recursos de geração de energia existentes (principalmente os de energias
renováveis intermitentes), a existência de SAEs já em operação, a estabilidade e
confiabilidade da rede elétrica do país e as estruturas de custos de eletricidade para os
consumidores no local. (Gauntlett & Eller, 2017)
Ainda segundo Gauntlett & Eller (2017), a maior parte da atividade no mercado de
armazenamento de energia até o momento está centrada em países e regiões selecionados,
principalmente com economias bem desenvolvidas e em mercados de energia com marcos
regulatórios favoráveis para extrair valor para projetos de armazenamento. Há várias lições e
melhores práticas que podem ser aprendidas com o setor nessas áreas, e o desenvolvimento
limitado que já ocorreu em economias emergentes pode ser analisado também.
5.4. O ARMAZENAMENTO DE ENERGIA NO BRASIL
De acordo com Bueno & Brandão (2016), o único SAE de grande porte no Brasil é a
Usina Elevatória de Pedreira, cuja potência é de 20.000 kW. Esta foi a primeira usina
hidrelétrica reversível do mundo, tendo sido construída no estado de São Paulo, inaugurada
em 1939 e operada, desde então, pela Empresa Metropolitana de Águas e Energia (EMAE).
A usina iniciou sua operação com apenas uma unidade reversível, possibilitando o
funcionamento da mesma tanto como geradora de energia como bomba. Posteriormente,
foram instaladas outras sete unidades, seis destas reversíveis e uma apenas como bomba,
que totalizam as oito unidades até hoje.
O SEB apresenta um conjunto de fatores que apontam para a importância do
armazenamento de energia para o país, tais como sua alta capacidade instalada, o número
de unidades consumidoras (mais de 77 milhões) e o crescimento das fontes de geração
intermitentes eólica e solar fotovoltaica com políticas tributárias e regulações favoráveis. Além
disso, o SIN demanda tecnologias de controle de ponta de carga, assim como os Sistemas
Isolados podem se beneficiar bastante com os SAEs integrados às fontes de geração de
energia renovável intermitentes. (Bueno & Brandão, 2016)
26
A importância desse tema para o SEB e a necessidade de desenvolvimento do
mesmo foi demonstrada no mês de março de 2017 quando a ANEEL aprovou 23 projetos (11
aprovados diretamente e outros 12 com recomendações) de P&D submetidos à chamada
pública “P&D Estratégico nº21/2016 – Arranjos Técnicos e Comerciais para a Inserção de
Sistemas de Armazenamento de Energia no Setor Elétrico Brasileiro”. A chamada teve como
objetivo o desenvolvimento de projetos para avaliação e inserção de SAEs no setor elétrico
brasileiro, criando, ao mesmo tempo, condições para desenvolvimento de base tecnológica
no Brasil, bem como infraestrutura para produzir esses equipamentos nacionalmente e
também a constituição de patentes. Os projetos aprovados abrangem variados tipos de
tecnologia de armazenamento de energia, como baterias de lítio-íon e chumbo ácido, usinas
reversíveis, armazenamento por hidrogênio e por ar comprimido. (ANEEL, 2017)
5.5. APLICAÇÕES E BENEFÍCIOS
A cadeia de valor tradicional do setor de eletricidade constitui-se de cincos
segmentos: fonte de energia, geração, transmissão, distribuição e serviço de energia ao
consumidor. Ao fornecer energia quando necessária, os SAEs tornam-se o sexto segmento,
integrando os segmentos existentes e criando um mercado mais responsivo. (Makansi &
Abboud, 2002)
As possíveis aplicações dos SAEs são muitas e variadas, podendo abranger desde
os sistemas de maior escala (geração e transmissão), até aqueles relacionados à rede de
distribuição e ao consumidor final. (Baker & Collinson, 1999)
Algumas aplicações são resumidas abaixo:
Geração e Fontes de Energia Renovável Intermitentes: unidades geradoras
solares e eólicas tem suas gerações de energia flutuantes, com a maior parte da
energia gerada em momentos de baixa demanda, dessa forma os SAEs dão
suporte a essas unidades geradoras armazenando a energia gerada e liberando-
a quando necessária, nos horários de maior demanda. Ademais, fontes de
energia solar e eólica são muito utilizadas em áreas remotas que são mal
atendidas ou não possuem sistemas de transmissão e distribuição de energia,
sendo assim, é importante a aplicação dos SAEs de forma que a energia seja
armazenada nos períodos de geração para utilização pela população dessas
localidades quando necessária. (Ibrahim, Beguenane, & Merabet, 2012) Por
último, essas fontes de energia se presentes em escala significativa em
27
determinadas redes podem causar desequilíbrios entre geração e carga
justamente devido às suas características de intermitência e variabilidade na
geração de energia. Esse problema pode ser solucionado com SAEs que
oferecem uma resposta imediata a tais desequilíbrios. (National Energy
Technology Laboratory, 2008)
Transmissão e Distribuição: neste segmento, os SAEs podem ser aplicados
visando dar estabilidade ao sistema, mantendo todos os componentes em uma
linha de transmissão em operação síncrona entre si, reduzindo as oscilações de
potência (Ibrahim, Beguenane, & Merabet, 2012) e dando suporte quanto à
frequência da rede de distribuição, evitando qualquer súbito desequilíbrio de
carga/geração grande, o que mantém um equilíbrio de estado de frequência
evitando possíveis danos a equipamentos elétricos. (Makansi & Abboud, 2002).
Além disso, a aplicação desses sistemas adia a necessidade de instalações de
transmissão adicionais, através das instalações já existentes e suplementares.
(Chen et al., 2008)
Serviços de Energia: aplicam-se os SAEs no gerenciamento de energia,
deslocando a demanda de energia de uma hora do dia para outra, o que gera
também economia ao consumidor final. (Makansi & Abboud, 2002). Ademais, o
armazenamento de energia melhora a qualidade dos serviços elétricos ao cliente,
mitigando problemas relacionados às mudanças de magnitude e forma de tensão
e corrente, fornecendo energia elétrica sem quaisquer oscilações ou interrupções
e também aumenta a confiabilidade no fornecimento de energia elétrica.
(Rebours & Kirschen, 2005). Além disso, para os autoprodutores de energia, o
armazenamento de energia pode ser aplicado visando armazenar energia gerada
no horário de fora ponta (preço de energia mais barato) para utilização durante o
horário de ponta (preço de energia mais caro). (Makansi & Abboud, 2002)
28
6. SISTEMAS DE ARMAZENAMENTO DE ENERGIA
Pode-se observar no mundo, hoje, diversos tipos de SAE, cada um em seu estágio
de maturidade, seja em relação a pesquisas ou aplicações comerciais. Durante o processo
de carga, os SAEs convertem energia elétrica em outra forma de energia armazenável como
química, mecânica ou térmica. Já no processo de descarga a energia armazenada é
transformada em energia elétrica. (Bueno & Brandão, 2016)
Ainda de acordo com Bueno & Brandão (2016) no relatório “Visão Geral de
Tecnologia e Mercado para Sistemas de Armazenamento de Energia Elétrica no Brasil”, A
eficiência de um sistema de armazenamento é determinada pelas perdas energéticas
ocorridas no processo de carga e descarga. Independentemente do tipo de sistema, em todos
há perda de energia.
Na Figura 3 é possível observar a divisão dos diferentes SAEs quanto à sua
tecnologia e princípio de armazenamento e escala de tempo característica de aplicação. A
escala de tempo indica, basicamente, o tempo característico para carga e descarga do
sistema. (Fuchs et al., 2012). Cada uma dessas tecnologias é vista nos próximos tópicos.
Figura 3 - Classificação das tecnologias de sistemas de armazenamento de energia
Fonte: Technology Overview on Electricity Storage – Fuchs et al., 2012
29
6.1. SISTEMAS ELÉTRICOS
6.1.1. SUPERCAPACITORES
Os supercapacitores são dispositivos elétricos que consistem em duas placas de
metal carregadas de forma oposta e separadas por um isolador. Esse sistema armazena
energia aumentando a acumulação de carga elétrica nas placas de metal e descarregando
energia quando as cargas elétricas são liberadas por essas placas. A principal aplicação dos
supercapacitores é para curta duração, como, por exemplo, fornecer energia de backup
durante interrupções breves. (Ibrahim, Beguenane, & Merabet, 2012)
Os principais pontos negativos no desenvolvimento de supercapacitores são os
elevados custos e sua baixa densidade de energia. Já seu principal ponto positivo é sua alta
eficiência. (Fuchs et al., 2012)
6.1.2. SISTEMAS DE SUPERCONDUTIVIDADE MAGNÉTICA
Esse sistema consiste em uma bobina com muitos enrolamentos de fio
supercondutor que armazena e libera energia com aumentos ou diminuições na corrente
elétrica que flui através do fio. A energia é adicionada ou extraída do campo magnético do
indutor aumentando ou diminuindo a corrente nos enrolamentos. (Ibrahim, Beguenane, &
Merabet, 2012)
Os sistemas de supercondutividade magnética possuem alta confiabilidade e
necessitam de baixa manutenção, especialmente por seus principais componentes serem
imóveis. Apesar disso, esses dispositivos exigem sistemas de refrigeração, apresentando
consumo de energia elevado. (Ibrahim, Beguenane, & Merabet, 2012)
Os principais pontos negativos associados a esses dispositivos são seu alto custo de
implementação e os problemas ambientais associados ao campo magnético. (Chen et al.,
2008)
6.2. SISTEMAS MECÂNICOS
6.2.1. BOMBEAMENTO REVERSO
O SAE por bombeamento reverso consiste de dois reservatórios de água
interconectados e localizados em diferentes alturas, como por exemplo o lago de uma
montanha e o lago de um vale. Turbinas reversíveis (funcionam como turbinas e bombas) são
utilizadas junto a motores síncronos (funcionam como geradores) bombeando água do
30
reservatório inferior até o reservatório superior durante o processo de carga, enquanto que
essa mesma turbina é ativada com a queda d’água no processo de descarga, iniciando o
processo de geração de energia. O montante de energia armazenada, nesse caso, é
proporcional ao produto da massa total de água pela diferença de altura entre os reservatórios.
(Fuchs et al., 2012)
Para esse sistema, as perdas ocorrem em ambos os ciclos de carga e descarga, com
perdas elétricas nos motores-geradores, mecânicas nas bombas-turbinas, além de perdas por
evaporação e infiltração do solo (variam muito em função das características climáticas e
geológicas da região em questão). (Bueno & Brandão, 2016)
6.2.2. SISTEMAS DE AR COMPRIMIDO
De acordo com Fuchs et al. (2012), o processo de carga do sistema de ar comprimido
consiste na compressão do ar através de um compressor acionado por um motor, no qual o
ar esquenta durante o processo de compressão e o calor é removido por um radiador. Dessa
maneira, a energia é armazenada em forma de ar comprimido geralmente em cavernas
subterrâneas, tendo em seu processo de descarga a expansão do ar, resfriando-o e
posteriormente sendo este aquecido pela queima de combustível convencional ou
biocombustíveis para, então, acionar a unidade geradora (turbina-gerador) que gera energia
elétrica.
6.2.3. SISTEMAS “FLYWHEEL” OU VOLANTE DE INÉRCIA
Esses sistemas armazenam energia mecânica (cinética) no momento de inércia de
um volante, também chamado de massa girante. Dessa forma, a energia armazenada é
proporcional ao momento de inércia da massa girante e ao quadrado da sua velocidade
angular, o que justifica a utilização de grandes massas e elevadas velocidades angulares.
(Bueno & Brandão, 2016)
Nos sistemas flywheel, um motor é utilizado para acelerar o volante durante o
processo de carga, sendo a energia armazenada em forma de energia cinética rotacional,
tendo que o volante se manter girando até a energia ser requisitada. Já no processo de
descarga, a energia cinética é extraída por um gerador impulsionado pela inércia do volante,
resultando em uma desaceleração da massa girante. (Fuchs et al., 2012)
Fuchs et al. (2012) destaca como principais pontos positivos relacionados a esse
sistema os baixos custos de manutenção e sua capacidade de carga rápida. Quanto aos
31
pontos negativos destacam-se a baixa densidade de energia, suas perdas energéticas e
alguns problemas de segurança.
6.3. SISTEMAS TÉRMICOS
Sistemas que armazenam energia na forma térmica e em baixas diferenças de
temperatura são simples e baratos, não exigindo qualquer tipo de tecnologia complexa. Ao
mesmo tempo, o processo de conversão da energia térmica para outro tipo de energia é de
extrema complexidade, apresentando baixa eficiência e necessitando de altas diferenças de
temperatura para melhorar seu desempenho. (Bueno & Brandão, 2016)
Já os sistemas térmicos de armazenamento de energia que trabalham com elevadas
diferenças de temperatura são extremamente caros e complexos em relação a sua tecnologia
e operação. Além disso, esse sistema está em fase de estudo atualmente, com poucas
instalações existentes no mundo e todas elas em fase experimental. Seu tempo para entrada
no mercado deve variar de acordo com a quantidade de componentes que o compor. (Fuchs
et al., 2012)
O princípio de funcionamento dos sistemas térmicos de alta temperatura é a geração
de calor em elevada temperatura por uma aquecedor elétrico no processo de carga,
armazenando-o em armazenadores térmicos como sal fundido (meio mais utilizado) por
exemplo. No processo de descarga o calor é extraído do armazenamento térmico gerando
vapor que aciona o conjunto turbina-gerador, gerando energia elétrica. (Fuchs et al., 2012)
Como principais pontos positivos estão a possibilidade de implantá-lo em larga
escala e sua densidade de energia. Quanto aos pontos negativos destacam-se sua baixa
eficiência e o fato de apenas sistemas de grande porte serem viáveis. (Fuchs et al., 2012)
6.4. SISTEMAS QUÍMICOS
6.4.1. BATERIAS DE LÍTIO-ÍON
As baterias de lítio-íon são compostas por um eletrodo positivo e outro negativo, além
do eletrólito que é constituído de sais de lítio dissolvidos em carbonatos orgânicos. Durante o
processo de carga os íons de lítio se movem do eletrodo positivo para o negativo, sendo
intercalados nas camadas de grafite. Já no processo de descarga, os íons de lítio se movem
para o eletrodo positivo onde são intercalados na estrutura de cristal. (Fuchs et al., 2012)
O relatório “Technology Overview on Electricity Storage” de Fuchs et al. (2012)
destaca que as principais aplicações das baterias de íons de lítio são em armazenamentos
32
de energia a médio e curto prazo, sendo assim, tem sido uma tecnologia importante na área
de eletrônicos portáteis durante os últimos anos. Além disso, esses dispositivos também
vendo sendo utilizados em veículos elétricos e como SAEs residenciais. Ademais, essas
baterias são uma opção interessante para aplicações estacionárias, como a instalação junto
às redes de distribuição de energia.
Esses dispositivos têm como principais vantagens sua alta densidade de energia,
longo ciclo de vida e elevada eficiência. Ao mesmo tempo, seus custos elevados e a
necessidade por um sistema de monitoramento sofisticado são suas principais desvantagens.
(Fuchs et al. 2012)
6.4.2. BATERIAS CHUMBO-ÁCIDO
As baterias de chumbo-ácido foram inventadas em 1859, sendo os dispositivos
eletroquímicos recarregáveis mais antigos e usados no mundo. Uma bateria de chumbo-ácido
tem, em sua composição, eletrodos (no estado carregado) de metal de chumbo e óxido de
chumbo em um eletrólito composto de ácido sulfúrico. No estado descarregado, ambos os
eletrodos se transformam em sulfato de chumbo e o eletrólito perde seu ácido sulfúrico
dissolvido, tornando-se principalmente água. (Chen et al., 2008)
A bateria de chumbo ácido tem um custo relativamente baixo e uma alta
confiabilidade e eficiência. Sua aplicação para gerenciamento de energia, no entanto, tem
sido muito limitada devido à sua curta vida útil e a baixa densidade de energia causada
principalmente pela alta densidade inerente de chumbo. Além disso, esse tipo de bateria
também apresenta desempenho ruim em baixas temperaturas necessitando de um sistema
de gerenciamento térmico. Mesmo assim, as baterias de chumbo-ácido têm sido aplicadas
em grande escala por unidades consumidoras comerciais como SAEs, de forma que melhore
o gerenciamento da energia. (Chen et al., 2008)
6.4.3. BATERIAS DE ALTA TEMPERATURA
Segundo o relatório “Technology Overview on Electricity Storage” de Fuchs et al.
(2012), as baterias de alta temperatura têm como principais aplicações o nivelamento de carga
em parques eólicos, suprimento em necessidades de energia de emergenciais e utilização em
carros e ônibus elétricos. Esse tipo de bateria é pouquíssimo utilizado por ser fabricada em
baixas quantidades e em pontos muitos específicos. Hoje em dia, os principais pontos que
tem recebido a atenção no desenvolvimento desta tecnologia são os custos e a segurança da
bateria. O último, principalmente, por uma bateria deste tipo ter sido incendiada em um projeto
33
específico, o que tem exigido um redesenho do sistema acarretando em um desenvolvimento
mais lento desta tecnologia.
6.4.4. BATERIAS DE FLUXO
A bateria de fluxo é uma bateria em que o eletrólito contém uma ou mais espécies
eletroativas dissolvidas que fluem através de uma célula ou reator de energia na qual a
energia química é convertida em eletricidade. O eletrólito adicional é armazenado
externamente, normalmente em tanques, e geralmente é bombeado através das células do
reator nos processos de carga e descarga. A reação é reversível, permitindo que a bateria
seja carregada, descarregada e recarregada. Em contraste com as baterias convencionais,
as baterias de fluxo armazenam energia nas soluções eletrolíticas, além disso, elas são
capazes de liberar energia continuamente com uma alta taxa de descarga por até dez horas.
(Chen et al., 2008)
Para essas baterias, o tamanho do tanque determina a capacidade de
armazenamento energia e a unidade de reação (pilha de células) determina a potência. Esse
tipo de bateria se aplica muito bem em operações técnicas de grande e médio porte, por
exemplo, devido a possibilidade de construir tanques maiores com facilidade e eficiência. Os
custos de manutenção das baterias de fluxo ainda são altos principalmente pelos vazamentos
causados pelos líquidos ácidos utilizados. (Fuchs et al., 2012)
6.4.5. SISTEMA POR ARMAZENAMENTO DE HIDROGÊNIO
Os SAEs à base de hidrogênio são compostos por um eletrolisador, que converte a
entrada de energia elétrica em hidrogênio no processo de carga, um reservatório, que
armazena o hidrogênio já comprimido, e um sistema de conversão de energia de hidrogênio,
que converte a energia química armazenada no hidrogênio de volta à energia elétrica. Esse
sistema de conversão pode ser um sistema de células de combustível ou motores de
combustão interna que queimam o hidrogênio. (Chen et al., 2008)
Esses sistemas possuem como principais vantagens a alta capacidade de
armazenamento, a alta densidade de energia e a possibilidade de ser implementado em uma
ampla gama de escalas, desde os quilowatts de potência instalada até os megawatts. (Chen
et al., 2008)
Por outro lado, as desvantagens deste sistema estão principalmente no fato de haver
considerável consumo interno de energia do sistema, o alto custo de implementação e a baixa
34
eficiência de um ciclo carga-descarga completo, principalmente se utilizados motores a gás
para geração. (Chalk & Miller, 2006)
6.4.6. SISTEMA POR ARMAZENAMENTO DE GÁS NATURAL
Esse sistema utiliza metano produzido a partir de hidrogênio e dióxido de carbono
em uma reação exotérmica. O metano, principal componente do gás natural, é totalmente
compatível com as estruturas existentes de gás natural, podendo ser injetados nas redes sem
restrições. Essa compatibilidade é justamente a grande vantagem desse sistema quando
comparado ao armazenamento por hidrogênio. Além disso, outro ponto positivo dessa
tecnologia é sua capacidade de armazenamento à longo prazo. Apesar dessas vantagens,
esse sistema apresenta como principais pontos negativos seus custos periféricos ao
armazenamento e a perda de eficiência, visto que o processo produz calor residual que,
quando não é utilizado, diminui ainda mais a eficiência do processo em geral. (Fuchs et al.,
2012)
6.5. COMPARAÇÃO ENTRE SISTEMAS
Para realizar a comparação entre os sistemas estudados foram levados em
consideração apenas os sistemas que, segundo Fuchs et al. (2012), tem como uma de suas
principais aplicações a economia no horário de pico, sendo assim elimina-se da comparação
os sistemas de baterias de fluxo, armazenamento de hidrogênio e armazenamento de gás
natural.
Além disso, foram desconsiderados para método de comparação os sistemas por
bombeamento reverso e por ar comprimido, visto que ambos não se adequam à instalação
de unidades consumidoras facilmente. O primeiro necessita, para sua implantação, de dois
reservatórios de água e o segundo de uma caverna, dessa maneira eliminam-se ambos. As
baterias de alta temperatura foram retiradas da comparação por não serem produzidas em
grande quantidade, não sendo facilmente adquiridas.
Dessa forma, o quadro comparativo elaborado engloba os seguintes SAEs:
supercapacitores, supercondutivdade magnética, flywheel, térmico, baterias lítio-íon e
baterias de chumbo ácido. A tabela 1 demonstra a comparação entre esses sistemas para
posterior análise e decisão de qual sistema deve-se seguir como objeto de estudo neste
trabalho.
35
Tabela 1 - Comparação entre os sistemas de armazenamento
Método Vantagens Desvantagens
Supercapacitores Alta eficiência Custo alto Baixa densidade de energia
Supercondutividade Magnética
Alta confiabilidade Baixa manutenção
Custo alto Problemas ambientais Necessidade de refrigeração
Flywheel Baixo custo de manutenção Capacidade de carga rápida
Baixa densidade de energia Perdas de energia Problemas de segurança
Térmico Alta densidade de energia Possibilidade de implantação em larga escala
Baixa eficiência Viabilidade apenas de sistemas grandes
Lítio-íon Alta densidade de energia Longo ciclo de vida Elevada eficiência
Custo alto Necessidade de sistema de monitoramento sofisticado
Chumbo-Ácido Custo baixo Alta confiabilidade Alta eficiência
Curto ciclo de vida Baixa densidade de energia Necessidade de sistema térmico
Fonte: Elaboração própria
Diante das características expostas acima e analisando um sistema que possa ser
implantado com facilidade em uma unidade consumidora comercial e seja economicamente
viável, prioriza-se a escolha de sistemas com alta densidade de energia, devido ao tamanho
do sistema, e alta eficiência, devido à maior geração de benefício tarifário. Dentre estas
características, os supercapacitores, os sistemas térmicos e as baterias de chumbo-ácido
possuem uma das duas, enquanto que as baterias de lítio-íon possuem ambas. Além disso,
pesa a favor dos sistemas de baterias lítio-íon o fato de possuir longo ciclo de vida, o que
significa geração de benefício durante um maior período de tempo, tornando o sistema ainda
mais viável economicamente.
Sendo assim, decide-se por seguir com os sistemas de baterias lítio-íon como objeto
de estudo deste trabalho, por este apresentar mais características favoráveis à implantação
em unidades consumidoras comerciais.
36
7. SISTEMAS DE BATERIAS ÍON LÍTIO
No presente capítulo é visto com maior detalhamento as baterias de lítio-íon, sendo
apresentado seu histórico e funcionamento, o nível dessa tecnologia no Brasil e no mundo,
além de abordar de maneira geral seus componentes, instalação, operação e como este
realiza a arbitragem tarifária.
7.1. HISTÓRICO
O lítio foi descoberto em 1817 pelo químico sueco Johan Arfvedson, quando o
mesmo analisava uma rocha petalita. Após a descoberta, o pesquisador deu o nome à pedra
de “Lithos”, expressão cujo significado é pedra em grego. Alguns anos depois, em 1855,
Robert Bunsen (químico alemão) e Augustus Matthiessen (químico e físico britânico),
produziram, simultaneamente, grande quantidade de lítio metálico através do processo de
eletrólise do sal de cloreto de lítio. As primeiras pesquisas voltadas para o uso do lítio em
SAEs ocorreram apenas 150 anos após sua descoberta. (Brodd, 2002)
Como principais características atrativas para sua utilização no armazenamento de
energia estão o baixo peso do lítio, o que o torna um metal com alta densidade energética e
seu elevado potencial eletroquímico. Sendo assim, a primeira publicação sobre a utilização
de lítio em baterias se deu em 1958 e a primeira comercialização de baterias que utilizavam
lítio como ânodo ocorreu no final da década de 1970 (unidades não recarregáveis), sendo
estas não recarregáveis. Posteriormente, a bateria recarregável de lítio foi desenvolvida no
ano de 1980, utilizando o ânodo de lítio metálico. Observados problemas na utilização do
ânodo na forma metálica, passou a ser utilizado lítio na forma iônica nas baterias
recarregáveis. (Rosolem et al., 2012)
A primeira bateria recarregável de lítio-íon comercializável foi apresentada pela Sony
no ano de 1991. O modelo apresentado pela multinacional japonesa utilizava ânodo de grafite
e cátodo de cobalto de lítio. A partir daí, pelo fato das baterias de lítio-íon possuírem alta
densidade de energia, sendo assim atraentes para o mercado de equipamentos eletrônicos,
como celular, computadores e outros, esse tipo de tecnologia passou a ser mais estudado e
desenvolvido mundo afora. (Blomgren, 2016)
7.2. FUNCIONAMENTO
O princípio de funcionamento das baterias de lítio-íon é a intercalação iônica, visto
que o ânodo e o cátodo desse tipo de bateria são compostos por materiais com propriedades
37
que possibilitam a inserção e extração de íons de lítio de modo reversível entre ambos os
eletrodos, tendo elétrons adicionados e removidos pelo circuito externo da bateria
simultaneamente. (Rosolem et al., 2012)
Ainda segundo Rosolem et al. (2012), não há ocorrência do processo de oxidação e
redução pelos íons de lítio da bateria, sendo esses somente inseridos e extraídos dos
materiais dos eletrodos. Os processos de oxidação e redução ocorrem em outros materiais
que compõem o ânodo e o cátodo, como o grafite, cobalto, etc. (varia de acordo com o tipo
de bateria e material utilizado nos eletrodos).
No processo de carga dessa bateria, os íons de lítio são extraídos do eletrodo
positivo, que se oxida, cedendo um elétron. Posteriormente, tanto os íons de lítio como os
elétrons são transportados até o eletrodo negativo, onde iniciam a “fase litiada” que se
caracteriza pela inserção de íons de lítio na estrutura do material anódico, reduzindo o estado
de oxidação do material. Dessa forma, finalizando o processo de carga, tem-se os materiais
ativos em ambos os eletrodos: “fase litiada” no ânodo e “fase deslitiada” no cátodo. Já no
processo de descarga, quando acontece justamente a geração de energia, a reação ocorre
em sentido inverso. (Rosolem et al., 2012). A figura abaixo ilustra os processos de carga e
descarga explicados anteriormente.
Figura 4 - Princípios dos processos de carga e descarga em células de lítio-íon
Fonte: Technology Overview on Electricity Storage, ISEA - RWTH Aachen University (traduzida)
Nas baterias de lítio-íon é possível utilizar um grande número de eletrólitos e
combinações de materiais de eletrodos, que levam a diferentes características. Os materiais
mais utilizados para compor os eletrodos negativo e positivo são, respectivamente, o grafite e
38
os materiais à base de óxidos metálicos de lítio. Já o eletrólito normalmente é um sul de lítio
diluído em solventes orgânicos e embebido em um separador. (Rosolem et al., 2012)
7.3. BATERIAS LÍTIO-ÍON NO BRASIL E NO MUNDO
Em reportagem da revista Exame publicada em 2016, a mesma destaca que uma
tendência para os sistemas de baterias no geral é a queda do custo dos equipamentos. A
revista aponta que o Conselho Mundial de Energia, através de seu relatório divulgado no
mesmo ano, indica que o custo de armazenar energia em baterias pode cair até 70 por cento
até o ano de 2030. Essa queda se dá pelos avanços tecnológicos que estão reduzindo os
custos das baterias, o que pode torná-las cada vez mais atraentes para utilização em escala
comercial.
O último relatório da empresa Zion Market Research (2017) sobre o mercado mundial
de baterias lítio-íon valorou esse mercado em 31.17 bilhões de dólares, prevendo uma taxa
de crescimento anual de 13,7% pelos próximos 6 anos, sendo assim esperado uma receita
de 67.7 bilhões de dólares ao final de 2022.
A América do Norte é a principal região do mercado mundial de baterias de lítio íon,
tendo uma demanda crescente devido principalmente ao consumo de smartphones e outros
equipamentos eletrônicos. A maior parte dessa participação se deve ao Estados Unidos
exercer papel extremamente importante no desenvolvimento futuro dessas baterias. Já a
região da Ásia-Pacífico é o outro mercado em rápido crescimento, visto que possui altíssima
demanda por baterias de lítio-íon devido ao crescimento da indústria de eletrônicos e do setor
automotivo, além de organizações governamentais auxiliarem financeiramente estudos e
projetos dessa área. Destacam-se entre os países asiáticos, nesse contexto, China, Japão,
Índia e Coréia do Sul. (Zion Market Research, 2017)
Enquanto isso, segundo o mesmo relatório, é esperado que o continente europeu
tenha um crescimento moderado nesse mercado devido aos avanços tecnológicos
relacionados à área e ao crescimento do setor de carros elétricos em alguns países. Já na
América Latina, no Oriente Médio e na África, o mercado de baterias de lítio-íon está em um
estágio inicial e espera-se um crescimento potencial ao longo do período de previsão de 6
anos.
Mais especificamente sobre o Brasil, segundo o website da Itaipu Binacional em
notícia publicada no ano de 2015, o principal acontecimento recente relacionado às baterias
lítio-íon foi a assinatura, nesse mesmo ano, do acordo de cooperação entre a Itaipu
Binacional, a Fundação Parque Tecnológico Itaipu (FPTI) e a empresa inglesa Micra Limited
39
para a instalação de um centro de excelência de pesquisa dessas baterias, algo inédito no
país. Sendo assim, espera-se que haja em breve no Brasil a primeira indústria nacional de
produção em escala de baterias lítio-íon, focada principalmente na utilização desses
dispositivos em veículos elétricos e sistemas de armazenamento de energia.
7.4. DESCARTE DE BATERIAS LÍTIO-ÍON
As baterias lítio-íon possuem produtos menos agressivos, e consequentemente são
menos poluentes, quando comparadas às outras baterias compostas por lítio. Além disso, são
muito menos nocivas ao meio ambiente em comparação às baterias compostos por metais
pesados como mercúrio, cádmio e chumbo. Ainda assim, cuidados são necessários com as
baterias lítio-íon, devendo-se evitar: exposição destas a altas temperaturas, vazamento de
líquidos, ondas eletromagnéticas, incineração, impactos mecânicos, além de outras condições
anormais de segurança que possam causar riscos de vazamento ou até mesmo explosão da
bateria. (Reidler & Günther, 2002)
De acordo com Reidler & Günther (2002), o lítio é um metal que reage de forma
violenta com a água, liberando hidrogênio, altamente inflamável, podendo causar
queimaduras quando em contato com os olhos e a pele. Além disso, o lítio caracteriza-se por
ser um metal altamente corrosivo. Os principais efeitos à saúde devido à presença desse
elemento químico são: cáustico sobre a pele e mucosas, disfunções renais, respiratórias e
neurológicas e teratogênico.
Atualmente a legislação brasileira determina que apenas as baterias compostas por
cádmio, mercúrio e chumbo possuam procedimento de descarte com coleta, tratamento e
disposição final adequada, excluindo a baterias de lítio-íon dessa exigência. Apesar de não
ser composta por metais pesados como as anteriormente citadas, as baterias lítio-íon contêm
substâncias tóxicas em sua composição, como cobalto e lantanídeos, podendo causar
prejuízos à saúde e ao mesmo ambiente. Sendo assim, estas baterias deveriam ser incluídas
na regulamentação. (Reidler & Günther, 2002)
7.5. COMPOSIÇÃO, INSTALAÇÃO E OPERAÇÃO DE UM SISTEMA DE
BATERIAS LÍTIO-ÍON
Os componentes mais básicos dos sistemas de baterias de lítio-íon são as células
da bateria que são utilizadas para montar os módulos, já estes são montados para formar os
Racks de armazenamento de energia. Os Racks, agrupados, formam o sistema de bateria,
que por fim é colocado em um container resistente ao clima e gerenciado termicamente,
40
formando um SAE de corrente contínua, que ainda necessita de outros componentes para
que se complete um SAE de corrente alternada, para que assim se conecte adequadamente
à rede. (Lin & Hoff, 2016). A figura 5 demonstra a composição de um sistema de um fornecedor
específico.
Figura 5 - Composição de um sistema de baterias de corrente contínua
Fonte: Comparing the Upfront Costs of Energy Storage - Lin & Hoff, 2016 (traduzida)
Os outros componentes necessários para completar o sistema para corrente
alternada são: inversor, transformador, aparelho de distribuição (interruptores, fusíveis,
disjuntores, etc.), cabos elétricos e outros condutores. (Lin & Hoff, 2016). Devem ser levados
em consideração ainda, um sistema de gerenciamento térmico (aquecimento e resfriamento)
e materiais relacionados à preparação do terreno onde será instalado o SAE (cercas, materiais
para fundações, iluminação e conexão com a rede elétrica). (Hoff & Lin, 2016)
Para a completa instalação do SAE são necessários uma equipe de gerenciamento
de projeto e serviços como licenciamento (permissão para instalação e conexão do sistema),
engenharia, instalação, testes e comissionamento. Todos esses serviços e seus custos são
levados em consideração no investimento inicial do sistema. Já os serviços de operação do
41
SAE englobam manutenção, monitoramento e gerenciamento, energia auxiliar e reparos,
gerando custos operacionais para o sistema. (Hoff & Lin, 2016)
7.6. ARBITRAGEM DE TARIFAS
A arbitragem tarifária no setor de energia significa obter vantagem com a diferença
entre os preços da energia elétrica nos horários de ponta e fora ponta. Dessa forma, o
consumidor compra energia no horário de fora ponta, armazenando-a, para utilizá-la
posteriormente no horário de ponta, deixando assim de pagar ou reduzindo o pagamento pela
tarifa do horário de ponta que é mais cara em todas as bandeiras, classes e distribuidoras de
energia. (Bueno & Brandão, 2016). O esquema representativo desta arbitragem tarifária pode
ser observado na Figura 6.
Figura 6 - Esquema representativo da arbitragem tarifária
Fonte: Elaboração própria
42
Como pode ser visto na figura acima, durante o período de horário fora ponta, a
unidade consumidora consome energia diretamente da rede durante sua operação e, ao
mesmo tempo, carrega seu SAE também demandando energia da rede, sendo assim em
ambos os casos a unidade consumidora paga a tarifa de fora ponta da distribuidora de energia
local.
No caso do período de horário de ponta, conforme o esquema representativo, a
unidade consumidora deixa de consumir energia da rede e passar a ser suprida pela energia
armazenada anteriormente no SAE até que esta acabe, e assim a unidade consumidora volte
a consumir energia da rede pagando a tarifa mais cara referente ao horário de ponta. O SAE,
por sua vez, também deixa de consumir energia da rede durante este período, sem fazer
qualquer estoque de energia, visto o maior valor de tarifa.
43
8. MODELOS DE AVALIAÇÃO ECONÔMICA
Os modelos de avaliação econômica, ou Valuation, são feitos visando precificar
ativos e empresas tendo como principais aplicações a área de Fusões e Aquisições (M&As –
Mergers and Acquisitions), IPOs (Initial Public Offerings), avaliação da viabilidade de projetos,
compras e vendas de ações, parcerias e joint ventures, gestão de carteiras, entre outros.
(Martelanc, Pasin & Pereira, 2010). A seguir serão vistas as principais metodologias utilizadas
para a realização dessa avaliação.
8.1. MÚLTIPLOS
O modelo de avaliação por múltiplos, também conhecido como modelo de avaliação
relativa, mensura o valor de um ativo a partir de parâmetros de ativos similares. A metodologia
desse modelo consiste na obtenção de um comparável do ativo analisado, ou seja, um ativo
com características similares, para que desse se obtenha múltiplos que serão utilizados como
parâmetros para o ativo analisado. São mais eficazes e utilizados com ativos maduros no
mercado. (Martelanc, Pasin & Pereira, 2010)
As principais vantagens desse método estão na simplicidade e rapidez que se tem
aplicando-o para precificar um ativo e também a necessidade de poucas informações para
desenvolvê-lo. Ao mesmo tempo, o modelo por múltiplos tem como principal desvantagem as
diferenças nas especificidades e informações dos ativos comparáveis, sendo assim, podem
ser facilmente manipulados ou utilizados de forma incorreta. Os múltiplos podem ser aplicados
ao lucro, EBITDA (Earnings Before Interest, Taxes, Depreciation and Amortization),
Faturamento, Patrimônio Líquido, entre outros. (Damodaran, 1995 e Martelanc, Pasin &
Pereira, 2010)
8.2. VALOR PATRIMONIAL
O modelo de avaliação por valor patrimonial consiste nas informações fornecidas
pelo Balanço Patrimonial de uma empresa, tornando-se assim um método simples e direto
para avaliação. Ao mesmo tempo, esse método possui suas limitações como a valoração dos
ativos e passivos que podem estar muito diferentes do mercado por ser baseado em dados
históricos, além de não considerar ativos intangíveis, como marca da empresa, entre outros.
(Paiva, 2001)
44
8.3. VALOR ECONÔMICO AGREGADO (EVA)
O modelo do Valor Econômico Agregado, do inglês Economic Value Added (EVA), é
baseado no conceito de que se algum investimento atingir um retorno superior ao exigido pelo
investidor, então houve uma adição de valor ao investimento. A magnitude desse valor
agregado é a diferença entre o que é alcançado e o que foi requerido, sendo este multiplicado
pelo capital investido para se encontrar o EVA. (Wilson, 1997)
Como principais vantagens, o modelo de EVA apresenta a facilidade no cálculo e a
possibilidade de ser utilizado como ferramenta de gestão para melhorar a performance de um
projeto ou empresa. Contudo, esse método tem seus pontos negativos como a utilização
inadequada dos resultados contábeis, realizando alterações que impactam nos resultados
obtidos e o fato de não levar em consideração os efeitos de inflação, variações cambiais e de
perfil de investimento. (Wilson, 1997)
8.4. VALOR DE LIQUIDAÇÃO
Esse método foi desenvolvido para casos muito específicos, sendo utilizado
basicamente em situações em que os ativos a serem liquidados de uma empresa possuam
valor superior ao valor presente dos rendimentos futuros desta e principalmente nos casos de
liquidação da empresa. (Martelanc, Pasin & Pereira, 2010)
8.5. OPÇÕES REAIS
Modelo de avaliação que se aplica em casos onde o patrimônio líquido é avaliado
como opção de compra sobre a empresa ou quando há, também, a possibilidade de se
analisar ativos de recursos naturais ou patentes como opção sobre o produto. O modelo de
opções reais é pouco utilizado quando comparado a outros modelos devido à complexidade
dos cálculos e aos poucos casos de opções reais existentes. (Damodaran, 1995)
8.6. FLUXO DE CAIXA DESCONTADO
O modelo de Fluxo de Caixa Descontado, do inglês Discounted Cash Flow, é a
metodologia de precificação de ativos e empresas mais utilizada no mundo. Esse método se
baseia no conceito de que o valor de um ativo está diretamente relacionado aos fluxos de
caixa gerados por este, assim como ao período em que os fluxos são gerados. (Martelanc,
Pasin & Pereira, 2010)
45
Os fluxos de caixa estimados nesse modelo dependerão da projeção das receitas e
custos do ativo analisado, assim como da taxa de desconto. Todas essas variáveis impactam
forte e diretamente no cálculo do valor obtido do ativo, e por ser um método baseado em
estimativas este torna-se extremamente vulnerável à interferência do avaliador. (Martelanc,
Pasin & Pereira, 2010)
8.7. COMPARAÇÃO ENTRE OS MODELOS APRESENTADOS
De acordo com uma pesquisa realizada por Martelanc, Pasin & Pereira, os
entrevistados apontaram o Fluxo de Caixa Descontado (FCD) como método preferido para
avaliação de um ativo. A figura 7 demonstra, em uma escala semântica de 1 a 7 (onde 1 se
refere ao método mais frequente e 7 ao menos frequente), a preferência por métodos dos
entrevistados:
Figura 7 - Frequência de Utilização dos Modelos de Avaliação
Fonte: Livro Avaliação de Empresas: Um guia para fusões & aquisições e private equity - Martelanc,
Pasin & Pereira, 2010.
Visto que o objeto estudado nesse trabalho se trata de um sistema de
armazenamento e tem como objetivo analisar sua viabilidade econômica, podemos descartar
alguns métodos de valuation observados acima por estes não se aplicarem de forma
adequada ao objeto em questão.
O método de opções reais foi descartado como método de análise do objeto estudado
por sua aplicação ser melhor utilizada em momento posterior com resultados já obtidos
através de outro método. Nessa mesma linha estão os métodos de Valor de Liquidação e
Valor Patrimonial, ambos aplicados apenas para empresas, no primeiro caso em uma situação
específica processo de liquidação e o segundo exige um Balanço Patrimonial para sua
46
aplicação. Já o EVA tende a ser uma ferramenta para gestão de projeto ou produto, não
trazendo os indicadores necessários para a avaliação que esse trabalho objetiva.
Com isso, restaram-se os dois modelos mais clássicos e mais aplicados por
avaliadores, conforme visto acima, o método do Fluxo de Caixa Descontado e o método dos
Múltiplos. Abaixo pode ser observada uma tabela comparativa entre ambos os métodos:
Figura 8 - Comparação entre os métodos do FCD e Múltiplos
Fonte: Elaboração própria
Analisando a tabela de comparação dos dois métodos que poderiam ser aplicados
ao objeto estudado, foi selecionado o Fluxo de Caixa Descontado como método a ser
empregado. A escolha se dá pelo fato do mesmo levar em consideração os fluxos de caixa
gerados, visto que o sistema de baterias estudo gerará uma economia ao longo de sua vida
útil, esse método se faz mais adequado para avaliar a viabilidade e o valor desse projeto.
Método Vantagens Desvantagens Principais
Aplicações
Fluxo de
Caixa
Descontado
(FCD)
Reflete a capacidade de
geração de fluxos de
caixa de longo prazo do
objeto analisado e os
riscos associados a ele
Utilização de variáveis
independentes e muitas
vezes altamente subjetivas,
tornando-se vulnerável à
interferência do avaliador
Projetos com
geração de fluxos
de caixa futuros
positivos
Múltiplos
Simplicidade e rapidez
na precificação de um
ativo e necessidade de
poucas informações
Diferenças nas
especificidades e
informações dos
comparáveis
Ativos maduros no
mercado
47
9. FLUXO DE CAIXA DESCONTADO
Neste capítulo são vistos os principais componentes para aplicação do FCD.
Inicialmente será vista a composição de uma DRE para posteriormente simplificá-la para uma
demonstração financeira mais condizente com o objeto estudado. Serão definidas também as
outras aplicações necessárias para se utilizar o método do FCD como o fluxo de caixa
operacional, fluxo de caixa dos ativos e a taxa de desconto, além dos indicadores econômicos
que serão utilizados para a análise econômica deste trabalho.
9.1. COMPOSIÇÃO DO DRE
A DRE confronta receitas, custos e resultados de empresa ou projeto a partir do
princípio contábil, medindo, assim, o desempenho do mesmo em um determinado período, ou
seja, determinando o valor de lucro ou prejuízo em um exercício. (Ross et. al, 2013). A figura
9 demonstra a composição de uma DRE.
Figura 9 - Composição da DRE – Demonstração do Resultado do Exercício
Fonte: Elaboração própria
48
No estudo de caso deste trabalho, por não ser caracterizado como venda e sim como
um benefício pela economia tarifária, a DRE será substituído por uma demonstração
financeira, que será uma DRE simplificada, que pode ser vista na figura abaixo:
Figura 10 - Quadro explicativo de uma Demonstração Financeira
Fonte: Elaboração própria
Nesta demonstração não estão inclusas as linhas referentes aos impostos sobre
vendas e imposto de renda e CSLL por não incidirem quaisquer impostos sobre esse
benefício, assim como também está excluída a linha de despesas financeiras por se
desconsiderar qualquer financiamento por capital de terceiros nesse estudo. A depreciação
também é desconsiderada nessa análise.
9.2. FLUXO DE CAIXA OPERACIONAL
O fluxo de caixa operacional aponta se os fluxos de entrada de caixa das operações
são ou não suficientes para cobrir os fluxos de saída. O fluxo de caixa operacional é calculado
diminuindo o valor dos impostos do EBITDA. (Ross et. al, 2013)
9.3. FLUXO DE CAIXA DOS ATIVOS
O fluxo de caixa dos ativos é obtido após se reduzir os investimentos (CAPEX) e
variação de capital circulante líquido do fluxo de caixa operacional. (Ross et. al, 2013)
9.4. TAXA DE DESCONTO
A taxa de desconto, também conhecida como Weighted Average Capital Cost
(WACC), é a média ponderada dos custos de capital de financiamento do projeto. Estes custos
49
de capital são referentes ao patrimônio líquido, ou equity, e ao endividamento. (Damodaran,
1995)
9.5. INDICADORES ECONÔMICOS
Para a análise de viabilidade econômica desse sistema serão considerados os
seguintes indicadores: Valor Presente Líquido (VPL), Taxa Interna de Retorno (TIR), Payback,
Payback Descontado e Índice de Custo-Benefício. As definições desses indicadores são
vistas nesta seção.
9.5.1. VALOR PRESENTE LÍQUIDO (VPL)
O VPL mede o valor que será criado para o acionista hoje em virtude de um
investimento que será feito e gerará fluxos de caixa futuros. Quando o VPL é maior que zero,
o investimento gera valor ao acionista, caso contrário não gera valor e deve ser descartado.
(Ross et. al, 2013)
9.5.2. TAXA INTERNA DE RETORNO (TIR)
A TIR é a taxa de juros que torna o VPL igual a zero, ou seja, a taxa a qual o
investimento não é mais válido. (Newnan, Eschenbach & Lavelle, 2004)
9.5.3. PAYBACK E PAYBACK DESCONTADO
O payback corresponde ao período de tempo necessário para o lucro ou outros
benefícios de um investimento igualarem os custos do mesmo. O payback descontado tem o
mesmo princípio, porém utiliza nos cálculos os valores do fluxo de caixa descontado,
considerando assim o valor do dinheiro no tempo. (Newnan, Eschenbach & Lavelle, 2004)
9.5.4. ÍNDICE DE CUSTO-BENEFÍCIO
Outro método de análise econômica é o índice de custo-benefício, cuja fórmula pode
ser vista abaixo:
50
Como pode ser visto, o cálculo se dá pela razão entre o valor presente dos benefícios
e o valor presente dos custos. Quando esta razão é superior ou igual à 1, o investimento é
atrativo, enquanto que caso o mesmo seja inferior à um, este deve ser descartado pois não é
atrativo. (Newnan, Eschenbach & Lavelle, 2004)
51
10. ESTUDO DE CASO
Nesse capítulo, é apresentado o estudo de caso, cujo objeto é um sistema de baterias
lítio-íon, sendo aqui definidas as especificações técnicas desse sistema que também serão
utilizadas para cálculos financeiros em capítulos posteriores.
10.1. CÁLCULO DA CAPACIDADE DE ARMAZENAMENTO
Para avaliar a viabilidade de um projeto de sistema de baterias de lítio-íon deve-se
primeiro definir a potência e a capacidade de armazenamento de energia do sistema
estudado. Para o objeto estudado foi definida a potência de 75 kW. Já para o
dimensionamento da capacidade de armazenamento, primeiro deve-se analisar alguns dados
importantes como as reduções de capacidade e eficiência do sistema no ciclo carga-descarga
ao longo do tempo.
A capacidade de armazenamento de um sistema de baterias é dada por um
percentual da capacidade inicial especificada para cada ano de sua vida útil, visto que existe
uma degradação da capacidade dessas baterias ao longo do tempo. Para as baterias de lítio-
íon, cuja vida útil é de 15 anos, a capacidade do sistema atinge ao término desse período
aproximadamente 70% da capacidade de armazenamento inicial. (Hoff & Lin, 2016). Sendo
assim, a Figura 11 apresenta o gráfico de degradação da capacidade durante a vida útil do
sistema.
Figura 11 - Gráfico de degradação da capacidade de um sistema de baterias lítio-íon
Fonte: Elaboração própria a partir dos dados de Hoff & Lin, 2016
52
Já o termo “eficiência” trata-se da eficiência de descarga do sistema, ou seja, o
percentual da energia armazenada durante o processo de carga que foi efetivamente
descarregado e utilizado pelo consumidor final. A eficiência do sistema de baterias de lítio-íon
varia de acordo com a vida útil deste, tendo eficiência inicial e final de 93% e 86%,
respectivamente. (Hoff & Lin, 2016). A figura abaixo demonstra essa queda ao longo do tempo
através de um gráfico:
Figura 12 - Gráfico da degradação da eficiência de descarga de um sistema de baterias lítio-íon
Fonte: Elaboração própria a partir dos dados de Hoff & Lin, 2016
Dessa forma tem-se os seguintes dados ao longo dos 15 anos de operação:
Tabela 2 - Dados agrupados das eficiência e capacidade anual de um SAE de baterias lítio-ion
Fonte: Elaboração própria a partir dos dados de Hoff & Lin, 2016
53
Sabendo que a potência do sistema é de 75 kW e que, conforme visto no capítulo 4,
o período de ponta é de três horas, temos a capacidade de armazenamento de 225 kWh (75
kW x 3h). Porém, a eficiência do sistema estudado influencia na energia que é descarregada,
sendo assim, este sistema deve ser dimensionado para que a energia descarregada no seu
primeiro ano de operação seja igual à 225 kWh por dia, visando atender ao máximo o período
de ponta, maximizando a economia e tornando mais viável o projeto em questão. Para se
chegar a capacidade de armazenamento ideal do projeto dividimos os 225 kWh pela eficiência
do sistema no seu primeiro ano de operação (93%), definindo a capacidade de
armazenamento de 242 kWh, como pode ser visto nos cálculos abaixo:
Capacidade de armazenamento ideal = Potência x Horas Ponta / Eficiência
Capacidade de armazenamento ideal = 75 kW x 3 h / 0,93
Capacidade de armazenamento ideal = 242 kWh
A definição da capacidade de armazenamento de energia inicial do sistema é fator
determinante para cálculo do investimento inicial a ser feito no projeto, conforme visto no item
11.1.
10.2. CÁLCULO DA ENERGIA ARMAZENADA E DESCARREGADA
A eficiência e a capacidade do sistema são também especificações determinantes
para definir a quantidade de energia armazenada (ciclo de carga) e de energia descarregada
(ciclo de descarga).
A energia armazenada é a energia utilizada para carregar o sistema durante o horário
de fora ponta, significando um custo operacional desse projeto. A quantidade de energia
armazenada no sistema em um ano pode ser definida como a capacidade de armazenamento
do sistema naquele período multiplicado pelo número de dias em operação no ano
(considerado o número de 252 dias úteis). A capacidade específica de cada ano é
determinada pela multiplicação entre a capacidade inicial do sistema e o percentual de
capacidade daquele ano, que, conforme visto no item 10.1, se reduz ao longo do tempo. A
tabela abaixo apresenta a capacidade do sistema do sistema e a respectiva energia
armazenada total em cada ano de operação.
54
Tabela 3 - Capacidade do sistema e energia armazenada anual do SAE de baterias lítio-ion
Fonte: Elaboração própria
Já a energia descarregada é a energia que foi utilizada pela unidade consumidora,
sendo esta a energia armazenada multiplicada pela eficiência do sistema, visto que existem
perdas no ciclo carga-descarga. A energia descarregada é justamente a quantidade de
energia que a unidade consumidora deixa de demandar da rede durante o horário de ponta,
gerando assim o benefício da economia tarifária. Dessa forma, a energia descarregada
impacta diretamente no benefício bruto do projeto. A partir dos dados de eficiência e
capacidade obtidos, tem-se:
Tabela 4 - Eficiência do sistema e energia descarregada anual do SAE de baterias lítio-ion
Fonte: Elaboração própria
De posse desses dados, é possível calcular com maior precisão os fluxos de caixa
gerados pela operação do sistema. Como mencionado anteriormente, a energia descarregada
é utilizada para calcular o benefício bruto conforme demonstrado no item 11.2.1, e a energia
armazenada faz parte dos custos operacionais sendo seus cálculos vistos no item 11.2.2.
55
10.3. DEFINIÇÃO DAS DISTRIBUIDORAS ESTUDADAS
Para analisar a viabilidade econômica do objeto estudado devem ser definidas as
tarifas de energia para aplicação no modelo financeiro. Essas tarifas variam de acordo com
as distribuidoras de energia elétrica, que se dividem no território brasileiro conforme Figura
13.
Figura 13 - Mapa das áreas de concessão de energia elétrica no Brasil
Fonte: http://www2.aneel.gov.br/aplicacoes/atlas/aspectos_institucionais/2_4_1.htm
(Acesso em: 04/12/2017)
Sendo assim, foram levantados os dados das tarifas horárias verde para unidades
consumidoras A4 comerciais nas seguintes distribuidoras de energia: Companhia de
Eletricidade do Estado da Bahia (COELBA), Companhia Energética de Pernambuco (CELPE),
Companhia Estadual de Energia Elétrica (CEEE), Companhia Energética de Minas Gerais
(CEMIG), Eletrobras Distribuição Piauí (CEPISA), Centrais Elétricas de Santa Catarina
(CELESC) e Light Serviços de Eletricidade S.A. (LIGHT). Os valores das tarifas dos períodos
56
de fora ponta e ponta foram retirados diretamente do website oficial de cada uma das
companhias, tendo todas elas o mês de novembro de 2017 como referência e inclusos todos
os impostos, conforme tabela abaixo:
Tabela 5 - Tarifas de distribuidoras de energia elétrica
Fonte: Elaboração própria
Com todas as tarifas definidas, calcula-se a razão entre a tarifa de ponta e fora ponta,
encontrando uma relação que servirá como fator de decisão para escolha das três
distribuidoras adotadas na avaliação econômica. Decide-se, então, por seguir com os
extremos da tabela por apresentarem a maior e a menor relação entre as tarifas, COELBA e
LIGHT respectivamente, e a CEMIG possuir a razão intermediária na tabela.
57
11. ANÁLISE DE VIABILIDADE ECONÔMICA
A implantação de um sistema de baterias lítio-íon exige um investimento inicial
considerável, tendo seu retorno ao longo da vida útil do mesmo. Por isso, faz se necessária a
avaliação deste projeto através de um estudo de viabilidade econômica, no intuito de reduzir
os riscos de implantação deste sistema e verificar se este oferece boas perspectivas de
aproveitamento econômico em termos de economia tarifária a partir da arbitragem.
Nesse capítulo, são analisados três cenários para o objeto estudado. Todos os
cenários possuem um sistema de baterias lítio-íon de mesmas especificações como objeto,
conforme detalhado no capítulo 10, porém localizados em três áreas de concessão de energia
elétrica diferentes. As distribuidoras de energia estudadas são, conforme visto no item 10.3,
a LIGHT, a CEMIG e a COELBA, estas localizadas, respectivamente, nos estados do Rio de
Janeiro (RJ), Minas Gerais (MG) e Bahia (BA). Dessa forma, cada cenário apresenta suas
particularidades quanto às tarifas de energia e impostos, gerando modelagens financeiras e
resultados diferentes, sendo divididos, para fins de organização do trabalho, da seguinte
maneira: Cenário A – Light (RJ), Cenário B – CEMIG (MG) e Cenário C – COELBA (BA).
Vale ressaltar que para os três casos são também consideradas premissas:
• investimento inicial feito no ano de 2017;
• início da operação no ano de 2018;
• sistema possui 15 anos de vida útil;
• unidade consumidora comercial conectada na média/alta tensão, A4, sobre
regime da tarifa verde;
• a unidade consumidora funciona durante 252 dias do ano (252 dias úteis).
11.1. INVESTIMENTO INICIAL (CAPEX)
O cálculo do investimento inicial, ou Capital Expenditure (CAPEX), usará o valor
estimado de US$ 450/kWh de capacidade de armazenamento instalada, valor este estimado
para o custo de um sistema de baterias de lítio-íon completo e instalado, pronto para
operação. (Hoff & Lin, 2016). Portanto, considerando um sistema com capacidade de 242
kWh, este possui o seguinte valor:
Valor do sistema sem impostos = 242 kWh x 450 US$/kWh
Valor do sistema sem impostos = US$ 108.900,00
58
Por se tratar de um equipamento importado, há incidência de impostos e
contribuições federais sobre o produto. Os impostos federais incidentes na importação de
equipamentos são: o Imposto de Importação (II) e o Imposto sobre Produtos Industrializados
(IPI). Já as contribuições federais incidentes são o PIS e o COFINS. Utilizando-se o código
NCM 8506.5090 referente à equipamentos de baterias de lítio, podemos simular os tributos
federais incidentes sobre o produto através do Simulador de Tratamento Tributário e
Administrativo das Importações no site da Receita Federal. A simulação realizada pode ser
observada na Figura 14.
Figura 14 - Simulação dos tributos federais incidentes sobre o produto estudado
Fonte: Simulador de Tratamento Tributário e Administrativo das Importações, site da Receita Federal
(Acesso em 19/11/2017)
A taxa de câmbio utilizada é de 3,2834 R$/USD (taxa de referência do dia
19/11/2017), esse dado é utilizado para converter os 108.900,00 dólares em reais, obtendo-
se o valor aduaneiro de R$ 357.562,26. De acordo com o site da Receita Federal e como
pode-se observar na simulação, os tributos II, PIS e COFINS incidem sobre o valor aduaneiro
e o IPI incide sobre o valor aduaneiro acrescido do valor do tributo II. Dessa forma, somando
os tributos chega-se a um valor de investimento considerando os impostos e contribuições
federais de R$ 519.001,62.
Para se obter o valor total do investimento inicial (CAPEX) deve-se, ainda, incidir os
impostos estaduais, que nesse caso tratam-se do Imposto sobre Circulação de Mercadorias
e Serviços (ICMS), tendo uma alíquota diferente para cada estado. Visto que o trabalho faz a
análise de viabilidade econômica do sistema estudado em três diferentes distribuidoras de
energia, localizadas em três diferentes estados do país, tem-se três ICMS diferentes incidindo
sobre o valor encontrado anteriormente após os tributos federais, o que significa que o valor
59
do CAPEX será diferente para cada uma das distribuidoras e consequentemente modelos
financeiros estudados.
Visto que as distribuidoras estudadas nesse trabalho são a LIGHT, a CEMIG e a
COELBA, estas localizadas, respectivamente, nos estados do RJ, MG e BA, tem-se as
seguintes alíquotas de ICMS:
Tabela 6 - Alíquotas de ICMS dos estados estudados
Fonte: Website www.tabelaicms.com
(Acesso em 19/11/2017)
Com os impostos de ICMS definidos é possível calcular o valor total do investimento
para cada uma das distribuidoras, conforme exibido na Tabela 7.
Tabela 7 - CAPEX dos projetos por estado
Fonte: Elaboração própria
60
11.2. DESENVOLVIMENTO DA DEMONSTRAÇÃO FINANCEIRA
11.2.1. BENEFÍCIO BRUTO
O benefício gerado pela implantação do sistema é a economia tarifária no período
em que os preços de energia elétrica são mais caros para a unidade consumidora. Esse
benefício pode ser obtido através de um cálculo: a multiplicação entre a quantidade de energia
utilizada pela unidade consumidora em questão e a tarifa de energia no horário de ponta no
período.
Benefício Bruto = Energia descarregada x Tarifa no horário de ponta
As tarifas no horário de ponta das distribuidoras selecionadas para aplicação da
análise de viabilidade econômica foram retiradas dos sites das respectivas empresas, tendo
novembro de 2017 como mês de referência. Estas podem ser observadas na Tabela 8.
Tabela 8 - Tarifas do Horário de Ponta das distribuidoras estudadas
Fonte: Elaboração própria
Com os valores das tarifas de horário de ponta para o ano de 2017, faz-se o ajuste
anual baseado na taxa de inflação, fixada pelo Banco Central, cujas metas para os anos de
2018, 2019 e 2020 são, respectivamente, 4,3%, 4,2% e 4,1%, sendo mantida a última taxa
para os outros anos os quais o sistema está em operação. (Valor Econômico, 2017)
De posse dos dados da tarifa com valor ajustado para cada ano e a respectiva
energia descarregada desse período é possível estimar o benefício bruto para cada um dos
cenários, conforme visto a seguir.
61
• CENÁRIO A - LIGHT (RJ)
O benefício bruto estimado para os 15 anos de operação do sistema na distribuidora
LIGHT, no estado do Rio de Janeiro é o seguinte:
Tabela 9 - Benefício Bruto para o Cenário A – LIGHT (RJ)
Fonte: Elaboração própria
É possível ver que, mesmo com menos energia sendo utilizada ao longo do tempo
em virtude das perdas de capacidade e eficiência do sistema, o benefício bruto é crescente
ao longo dos anos, isso se justifica pelo reajuste tarifário adotado no modelo que utiliza a
inflação conforme visto anteriormente. Destacam-se na tabela os benefícios brutos de R$
111.023,00 no primeiro ano e R$ 126.256,00 referente ao último ano de operação.
• CENÁRIO B – CEMIG (MG)
O benefício bruto estimado para os 15 anos de operação do sistema na distribuidora
CEMIG, no estado de Minas Gerais é o seguinte:
Tabela 10 - Benefício Bruto para o Cenário B – CEMIG (MG)
Fonte: Elaboração própria
62
Assim como no caso da LIGHT, o benefício bruto no cenário da distribuidora CEMIG
é crescente em virtude dos mesmos pontos citados para a distribuidora do Rio de Janeiro.
Destacam-se na tabela os benefícios brutos de R$ 109.210,00 no primeiro ano e R$
124.194,00 referente ao último ano de operação.
• CENÁRIO C – COELBA (BA)
O benefício bruto estimado para os 15 anos de operação do sistema na distribuidora
COELBA, no estado da Bahia pode ser observado no Tabela 11.
Tabela 11 - Benefício Bruto para o Cenário C – COELBA (BA)
Fonte: Elaboração própria
Da mesma maneira que nas outras duas distribuidoras, o benefício bruto no caso da
COELBA é crescente ao longo dos 15 anos de operação. Destacam-se na tabela os benefícios
brutos de R$ 138.224,00 no primeiro ano e R$ 157.190,00 referente ao último ano de
operação, valores altos quando comparados aos benefícios brutos da LIGHT e da CEMIG,
superioridade justificada pela alta tarifa no horário de ponta da distribuidora baiana conforme
visto na Tabela 8.
11.2.2. CUSTOS OPERACIONAIS (OPEX)
Os custos operacionais, ou OPEX (Operational Expenditure), estão divididos em:
custo de energia armazenada, manutenção, reparo, energia auxiliar e gerenciamento e
manutenção do sistema. (Hoff & Lin, 2016)
O custo de energia armazenada é o valor pago pela unidade consumidora à
distribuidora de energia por demandar energia elétrica da rede no horário de fora ponta,
armazenando energia no sistema para uso posterior. Esse custo pode ser obtido através da
63
multiplicação entre a quantidade de energia armazenada pela unidade consumidora em
questão e a tarifa de energia no horário de fora ponta no período.
Custo de Energia Armazenada = Energia armazenada x Tarifa no horário fora ponta
Assim como no item 11.2.1, as tarifas, no horário fora ponta, foram retiradas dos sites
das respectivas distribuidoras, tendo novembro de 2017 como mês de referência. Estas
podem ser observadas na Tabela 12.
Tabela 12 - Tarifas do Horário Fora Ponta das distribuidoras estudadas
Fonte: Elaboração própria
Já os custos de manutenção, reparo, energia auxiliar e gerenciamento e manutenção
do sistema de baterias lítio-íon serão considerados percentuais do investimento inicial, tendo
como referência os modelos utilizados em Hoff & Lin. Sendo assim, temos que os custos
anuais de manutenção, reparo, energia auxiliar e gerenciamento e manutenção são,
respectivamente, 0,2%, 2%, 0,2% e 1,2% do CAPEX.
Todos os custos operacionais são reajustados conforme taxa anual de inflação,
fixada pelo Banco Central, cujas metas para os anos de 2018, 2019 e 2020 são,
respectivamente, 4,3%, 4,2% e 4,1%, sendo mantida a última taxa para os outros anos os
quais o sistema está em operação. (Valor Econômico, 2017)
Definidas as particularidades de cada cenário e também os métodos de reajuste dos
valores anuais, é possível definir os custos operacionais para os casos estudados da LIGHT,
CEMIG E COELBA.
64
• CENÁRIO A - LIGHT (RJ)
Os custos operacionais estimados para os 15 anos de operação do sistema na
distribuidora Light, no estado do Rio de Janeiro é o seguinte:
Tabela 13 - Custos Operacionais para o Cenário A – LIGHT (RJ)
Fonte: Elaboração própria
É possível ver que, mesmo com menos energia sendo armazenada ao longo do
tempo em virtude das perdas de capacidade e eficiência do sistema, o custo de energia
armazenada é crescente, além dos outros custos operacionais que também crescem ao longo
do período de operação, tudo isso se justifica pelo reajuste da tarifa fora ponta e dos demais
custos operacionais, que utiliza a inflação conforme visto anteriormente. Destacam-se na
tabela os valores dos custos operacionais no primeiro e último ano de operação, de R$
56.203,00 e R$ 81.340,00 respectivamente.
65
• CENÁRIO B – CEMIG (MG)
Os custos operacionais estimados para os 15 anos de operação do sistema na
distribuidora CEMIG, no estado de Minas Gerais é o seguinte:
Tabela 14 - Custos Operacionais para o Cenário B – CEMIG (MG)
Fonte: Elaboração própria
No caso da CEMIG, os custos operacionais e todos os seus componentes (custo de
energia armazenada, manutenção, reparo, energia auxiliar e gerenciamento e
monitoramento) também são crescentes devido ao reajuste pela inflação como visto no caso
da LIGHT. Os valores dos custos operacionais no primeiro e último ano de operação são de
R$ 50.222,00 e R$ 73.881,00 respectivamente
66
• CENÁRIO C – COELBA (BA)
Os custos operacionais estimados para os 15 anos de operação do sistema na
distribuidora COELBA, no estado da Bahia é o seguinte:
Tabela 15 - Custos Operacionais para o Cenário C – COELBA (BA)
Fonte: Elaboração própria
Da mesma maneira que as outras duas distribuidoras, os custos operacionais no
caso da COELBA são crescentes ao longo dos 15 anos de operação. Destacam-se na tabela
os custos operacionais de R$ 45.042,00 no primeiro ano e R$ 67.409,00 referente ao último
ano de operação, sendo os valores mais baixos entre as três distribuidoras por possuir uma
tarifa no horário de fora ponta mais baixa conforme visto na Tabela 12.
67
11.3. DEMONSTRAÇÃO FINANCEIRA
11.3.1. CENÁRIO A – LIGHT
De posse dos dados do benefício bruto e dos custos operacionais é possível elaborar
a Demonstração Financeira para obtenção do EBITDA, conforme Tabela 16.
Tabela 16 - Demonstração Financeira do Cenário A – LIGHT (RJ)
Fonte: Elaboração própria
Analisando a tabela pode-se notar que o EBITDA é decrescente, visto que mesmo
que o benefício bruto seja crescente, os custos operacionais estão crescendo mais em valores
absolutos de ano para ano. Esse fato se dá pelos custos operacionais terem reajustes não só
na tarifa de energia como nos outros custos que os compõem e também pela redução do
potencial de aumento do benefício bruto a cada ano devido à degradação da bateria.
68
11.3.2. CENÁRIO B – CEMIG (MG)
De posse dos dados do benefício bruto e dos custos operacionais da CEMIG é
possível elaborar a Demonstração Financeira, como pode ser visto na Tabela 17.
Tabela 17 - Demonstração Financeira do Cenário B – CEMIG (MG)
Fonte: Elaboração própria
De forma similar à LIGHT, o EBITDA da CEMIG é decrescente a partir de 2019. Nota-
se que o EBITDA da CEMIG é superior ao da LIGHT por possuir custos operacionais bem
mais baixos, já que seu benefício bruto é levemente inferior ao da distribuidora do RJ.
69
11.3.3. CENÁRIO C – COELBA (BA)
A Demonstração Financeira da COELBA, elaborada a partir dos dados obtidos e com
os cálculos para obtenção do EBITDA, pode ser visto na tabela 18.
Tabela 18 - Demonstração Financeira do Cenário C – COELBA (BA)
Fonte: Elaboração própria
Diferentemente dos casos da CEMIG e LIGHT, o EBITDA nesse caso cresce até o
ano de 2023 e passa a decrescer a partir do ano seguinte. Nota-se, na Tabela 18, que o
EBITDA da COELBA é muito superior ao das distribuidoras do RJ e MG, visto que a
concessionária baiana possui o maior benefício bruto e os menores custos operacionais entre
as três.
70
11.4. FLUXO DE CAIXA OPERACIONAL E DOS ATIVOS
11.4.1. CENÁRIO A – LIGHT (RJ)
A partir dos dados do EBITDA obtidos e do CAPEX pode-se gerar os valores do FCO
e do FCA no cenário da distribuidora LIGHT, conforme Tabela 19.
Tabela 19 - Fluxos de Caixa Operacional e dos Ativos para o Cenário A – LIGHT (RJ)
Fonte: Elaboração própria
Nota-se que nos 15 anos de operação o FCO e FCA se igualam ao EBITDA por não
haver incidência de impostos e nem variação de capital circulante líquido, enquanto que no
ano de investimento o FCA tem como valor o CAPEX negativado.
71
11.4.2. CENÁRIO B – CEMIG (MG)
A partir dos dados do EBITDA obtidos e do CAPEX pode-se gerar os valores do FCO
e do FCA no cenário da distribuidora CEMIG, conforme Tabela 20.
Tabela 20 - Fluxos de Caixa Operacional e dos Ativos para o Cenário B – CEMIG (MG)
Fonte: Elaboração própria
Assim como no cenário da LIGHT, o FCO e FCA se igualam ao EBITDA ao longo dos
15 anos de operação, enquanto que no ano de investimento o FCA tem como valor o CAPEX
negativado.
72
11.4.3. CENÁRIO C – COELBA (BA)
A partir dos dados do EBITDA obtidos e do CAPEX pode-se gerar os valores do FCO
e do FCA no cenário da distribuidora COELBA, conforme Tabela 21.
Tabela 21 - Fluxos de Caixa Operacional e dos Ativos para o Cenário C – COELBA (BA)
Fonte: Elaboração própria
Pelos mesmos motivos das outras duas distribuidoras, no cenário da COELBA o FCO
e FCA se igualam ao EBITDA ao longo dos 15 anos de operação, enquanto que no ano de
investimento o FCA tem como valor o CAPEX negativado.
73
11.5. INDICADORES ECONÔMICOS
A partir dos dados dos fluxos de caixa dos ativos foi possível calcular os indicadores
econômicos determinados no capítulo 9 para posterior análise dos mesmos.
A taxa de desconto utilizada foi a Taxa de Juros de Longo Prazo (TJLP) com
referência ao mesmo de novembro, obtida no site do BNDES, sendo esta igual à 7% ao ano.
11.5.1. CENÁRIO A – LIGHT (RJ)
Os indicadores econômicos foram calculados conforme explicado cada um destes no
item 9.5, os resultados obtidos para o Cenário A podem ser vistos abaixo:
Tabela 22 - Indicadores Econômicos para o Cenário A – LIGHT (RJ)
Fonte: Elaboração própria
Como pode ser observado o VPL possui valor negativo de R$ 141.114,00, a TIR é
igual à 3,04% e o índice de custo benefício de 0,77. Já o payback aponta para o ano de 2029
como o ano em que o projeto se paga, porém quando levado o tempo em consideração, no
caso do payback descontado, verifica-se que esse projeto não se paga.
11.5.2. CENÁRIO B – CEMIG (MG)
Os indicadores econômicos foram calculados conforme explicado cada um destes no
item 9.5, os resultados obtidos para o cenário da distribuidora CEMIG podem ser vistos na
Tabela 23.
74
Tabela 23 - Indicadores Econômicos para o Cenário B – CEMIG (MG)
Fonte: Elaboração própria
Observa-se que o VPL possui valor negativo de R$ 93.176,00, a TIR é igual à 4,43%
e o índice de custo benefício de 0,85. Já o payback aponta para o ano de 2028 como o ano
em que o projeto se paga, porém quando levado o tempo em consideração, no caso do
payback descontado, o projeto não se paga.
11.5.3. CENÁRIO C – COELBA (BA)
Os indicadores econômicos foram calculados conforme explicado cada um destes no
item 9.5, os resultados obtidos para o cenário C seguem abaixo:
Tabela 24 - Indicadores Econômicos para o Cenário C – COELBA (BA)
Fonte: Elaboração própria
No caso da COELBA, diferentemente das outras duas distribuidoras, observa-se um
VPL positivo de valor R$ 246.085,00. Já a TIR atinge 12,97% e o índice de custo benefício de
1,41. Já o payback aponta para o ano de 2024 como o ano em que o projeto se paga, porém
quando levado o tempo em consideração, no caso do payback descontado, este período
aumenta atingindo o ano de 2026.
75
11.6. ANÁLISE DOS RESULTADOS
Visando a melhor análise dos resultados encontrados estruturou-se um quadro
comparativo juntando as três tabelas anteriores, como pode ser visto abaixo:
Tabela 25 - Quadro comparativo de indicadores econômicos
Fonte: Elaboração própria
Analisando os resultados, pode-se dizer que o projeto nas distribuidoras LIGHT e
CEMIG não são viáveis, visto que apresentam VPL negativo e índice de custo benefício
inferior à 1. Além disso, ambos os projetos possuem TIR baixa e inferior à taxa de desconto
estabelecida (7%) e também não se pagam segundo o método do payback descontado, logo
a implantação do sistema não geraria valor ao investidor, pelo contrário, faria com quem o
investidor perdesse dinheiro, não recuperando o capital investido.
Já para o caso da COELBA, pode-se dizer que o projeto é viável e atrativo, visto que
apresenta VPL positivo e índice de custo-benefício superior à 1. Acresce-se a isso o fato de
a TIR atingir 12,97%, valor este superior à taxa de desconto, e também o fato de, em ambos
os payback e payback descontado, o projeto se pagar. Sendo assim, caso um consumidor A4
em tarifa horária verde decidisse por investir no sistema de baterias lítio-íon especificado, este
projeto geraria valor ao consumidor.
76
12. CONSIDERAÇÕES FINAIS
O presente trabalho focou em analisar a viabilidade econômica da implantação de
sistema de baterias lítio-íon em unidades consumidoras conectadas na média tensão,
chegando a um resultado satisfatório no que tange ao desenvolvimento e análise do estudo.
Este último capítulo resume as conclusões e define alguns passos possíveis para trabalhos
futuros.
12.1. CONCLUSÃO
Observando os indicadores econômicos obtidos no item 11.6, pode-se concluir que
há, hoje, uma grande diferença quanto à viabilidade econômica da instalação do sistema
estudado em diferentes áreas de distribuidoras no Brasil. Conforme visto, o projeto é
economicamente viável na distribuidora COELBA, o que não acontece nas outras duas
companhias estudadas LIGHT e CEMIG. Esse fato pode ser explicado por alguns pontos, o
principal deles está nas tarifas de energia, tendo a COELBA uma tarifa no período de ponta
muito alta e no período fora ponta muito baixa quando comparadas às outras duas
distribuidoras, o que leva a uma relação alta entre esses dois valores como visto no item 10.3.
Além disso, vale mencionar, que o ICMS que incide sobre o valor dos equipamentos no estado
da Bahia é o menor entre os três estados das empresas estudadas, o que gera um valor de
CAPEX inferior para o caso da COELBA.
Apesar de serem projetos inviáveis hoje, a implantação do sistema de baterias lítio-
íon em unidades consumidoras localizadas na LIGHT e CEMIG podem se tornar viáveis ao
longo dos próximos anos. Segundo o Conselho Mundial de Energia, a tendência para os
sistemas de baterias é de queda de seus custos, podendo atingir até 2030 uma redução de
70%. Como visto na estruturação da análise econômica, o investimento inicial desses
sistemas impacta direta e fortemente na viabilidade dos mesmos. Sendo assim, uma redução
dos custos desses sistemas significa que eles ficarão cada vez mais atrativos para serem
implementados. Acresce-se a isso o fato de as tarifas de energia elétrica apresentarem
tendências de aumento nos próximos anos, o que aumentaria o benefício obtido com a
instalação dos sistemas de baterias lítio-íon.
Outro ponto a se destacar para tornar os sistemas de baterias lítio-íon cada vez mais
viáveis e atrativos são os avanços relacionados a essa tecnologia. Como esse tipo de bateria
é utilizado em carros elétricos, o interesse em se desenvolver ainda mais esses equipamentos
ganha força. Dessa forma, acredita-se que parâmetros técnicos como as degradações da
capacidade de armazenamento e eficiência das baterias lítio-íon possam melhorar ao longo
77
dos próximos anos, o que significaria melhores resultados econômicos para esses sistemas
e até mesmo redução de custos operacionais.
12.2. PERSPECTIVAS DE ENCAMINHAMENTO FUTURO
Dadas as limitações quanto à obtenção de orçamento dos sistemas estudados
através de empresas fabricantes e a dificuldade em se avaliar os custos de integração de tais
sistemas com a rede elétrica e a unidade consumidora, recomenda-se dois estudos para
trabalhos futuros quanto a esses pontos: estudo da integração técnica de um sistema de
baterias com o consumidor comercial e a rede, visando entender tecnicamente como se
realizar da melhor forma essa integração e também os custos mais precisos desse processo;
e um estudo aprofundado do investimento inicial dos sistemas de baterias lítio-íon, visando
estabelecer um valor de CAPEX mais preciso a partir de orçamento de variados fornecedores
desses sistemas, o que exigirá projetos de engenharia e especificações técnicas mais
detalhadas.
Além dessas recomendações, menciona-se ainda um estudo de redução de custos
das baterias lítio-íon, visto que conforme descrito nesse trabalho há uma tendência de queda
nos custos nos próximos anos, sendo assim esse estudo poderia ajudar a entender melhor
como essa redução se dará futuramente. A partir desse trabalho recomenda-se também o
estudo de viabilidade dos sistemas através da curva de redução de custos obtida, objetivando
definir o ano em que esses sistemas atingem o ponto de equilíbrio.
Por último, recomenda-se um estudo de viabilidade econômica dos sistemas de
baterias lítio-íon para as diferentes distribuidoras, classes e subclasses presentes no SEB.
Esse estudo teria como principal objetivo esclarecer aos consumidores interessados na
implantação do sistema sobre sua viabilidade econômica, riscos e resultados.
78
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