analise econÔmica da micro e minigeraÇÃo de energia ... · fotovoltaicos e sistemas de...

FACULDADE IETEC

Francisco Anisio Vidal Baggio

ANALISE ECONÔMICA DA MICRO E MINIGERAÇÃO DE ENERGIA

ELÉTRICA DISTRIBUÍDA UTILIZANDO DINÂMICA DE SISTEMAS

Belo Horizonte

2016

Francisco Anisio Vidal Baggio

ANALISE ECONÔMICA DA MICRO E MINIGERAÇÃO DE ENERGIA

ELÉTRICA DISTRIBUÍDA UTILIZANDO DINÂMICA DE SISTEMAS

Dissertação apresentada ao Programa de Mestrado da Faculdade Ietec, como requisito parcial à obtenção do título de Mestre em Engenharia e Gestão de Processos e Sistemas. Área de concentração: Engenharia e Gestão de Processos e Sistemas Linha de pesquisa: Engenharia de Processos e Sistemas Orientador: Prof. Dr. Eduardo Bahia Faculdade Ietec

Belo Horizonte Faculdade Ietec

2016

Baggio, Francisco Anisio Vidal. B144a Análise econômica da micro e minigeração de energia

elétrica distribuída utilizando dinâmica de sistemas / Francisco Anisio Vidal Baggio. - Belo Horizonte, 2016.

96 f., enc. Orientador: Eduardo Trindade Bahia. Dissertação (mestrado) – Faculdade Ietec. Bibliografia: f. 81-87 1. Minigeração. 2. Fotovoltaica. 3. Cogeração. 3. Viabilidade Econômica. 5 Dinâmica de Sistemas. I. Bahia, Eduardo Trindade. II. Faculdade Ietec. Mestrado em Engenharia e Gestão de Processos e Sistemas. III. Título.

CDU - 33:62

AGRADECIMENTOS

Ao meu orientador Eduardo Bahia e a coordenadora do curso Wanyr Romero

agradecimentos especiais pela paciência na orientação, dedicação e empenho para

a melhoria da qualidade deste trabalho.

A todos os professores do curso, os quais foram importantes na minha vida

acadêmica е no desenvolvimento desta dissertação.

Ao IETEC pelo excelente ambiente oferecido aos seus alunos e os profissionais

qualificados que disponibilizou para nos ensinar, trabalhando incansavelmente para

que nós, alunos, possamos contar com um ensino de extrema qualidade.

Á minha esposa Alessandra pelo carinho, compreensão, apoio. Esposa companheira

e exemplar que sempre me motivou em relação ao desenvolvimento,

compreendendo a minha ausência em vários fins de semana durante o curso.

Á minha mãe, Vera, pelo exemplo de honestidade e dedicação, uma lutadora que

abriu mão de muitas coisas para lutar para o melhor dos seus filhos, e não mediu

esforços para que eu pudesse levar meus estudos adiante.

RESUMO

Este trabalho teve como objetivo a avaliação da viabilidade econômica da

implantação de micro e minigeração distribuída de energia elétrica a partir de painéis

fotovoltaicos e sistemas de cogeração a gás natural em diferentes cenários. Foram

apresentados os aspectos financeiros que influenciam na tomada de decisão do

investidor como, por exemplo, os investimentos iniciais, custo evitado e despesas

futuras. Para a análise da viabilidade foi utilizada técnica de dinâmica de sistemas

com o software VENSIM. A modelagem com discriminação detalhada das variáveis

que compõem o sistema, junto com a análise de Monte Carlo possibilitou avaliação

do comportamento dos resultados de VPL, TIR e Payback perante alterações das

principais variáveis. Devido à alta sensibilidade ao preço da tarifa de energia elétrica,

capacidade de produção e custo do combustível é necessário estudo rigoroso das

condições de demanda requeridas para propiciar a escolha correta do sistema a ser

instalado. Os resultados obtidos foram satisfatórios para alguns cenários,

apresentando melhores resultados na geração fotovoltaica de 100kWp e na

cogeração 30kW para consumidores alimentados pela concessionária em baixa

tensão. Foi detectado maior sensibilidade ao custo evitado da energia elétrica (preço

praticado pela concessionária), reajuste de tarifa de energia elétrica, e

especificamente para a cogeração o preço do combustível, confirmando a

necessidade de medidas de incentivos por parte do governo para assegurar a

expansão desse segmento.

Palavras-chave: Minigeração. Fotovoltaica. Cogeração. Viabilidade econômica.

Dinâmica de sistemas.

ABSTRACT

This study aims to assess the economic feasibility of the implementation of micro and

mini distributed generation from photovoltaic panels and natural gas cogeneration

systems in different scenarios. Financial aspects that influence investor decision-

making, for example, the initial investments, avoided costs and future expenses are

present. For the analysis of viability were used dynamic modeling techniques of

systems with VENSIM software. The modeling with detailed breakdown of the

variables that make up the system, along with the Monte Carlo analysis allowed

evaluation of the behavior of NPV, IRR and Payback before changes in key

variables. Due to the high price sensitivity of electricity prices, production capacity

and cost of fuel is required rigorous study of demand conditions required to provide

the correct choice of system to be installed. The results were satisfactory for some

scenarios, with better results in the photovoltaic generation of 100kWp and

cogeneration 30kW for consumers fed by the utility at low voltage. It was detected

greater sensitivity to the avoided cost of electricity (price charged by the

concessionaire), adjustment of electricity tariff, and specifically for cogeneration fuel

prices, confirming the need for stimulus measures by the government to ensure the

expansion of this segment.

Keywords: Photovoltaic. Minigeneration. Cogeneration. Feasibility economic.

Dynamic systems.

LISTA DE FIGURAS

Figura 1 - Sistema de Compensação de Energia ..................................................... 27

Figura 2 - Conexão elétrica do gerador fotovoltaico à rede convencional ................. 31

Figura 3 - Gráfico de horas Sol-pico .......................................................................... 32

Figura 4 - Irradiação total em plano cuja inclinação é igual a latitude do local .......... 34

Figura 5 - Sistema de co-geração de energia ........................................................... 37

Figura 6 - Co-geração com ciclo Rankine ................................................................. 38

Figura 7 - Co-geração com turbina ou motor............................................................. 39

Figura 8 - Esquema de recuperação dos gases de exaustão e rendimento típico .... 40

Figura 9 - Principais componentes da microturbina a gás natural ............................. 41

Figura 10 - Diagrama causal do modelo ................................................................... 45

LISTA DE GRÁFICOS

Gráfico 1 - Grandes consumidores industriais: Consumo de eletricidade (TWh) ... 20

Gráfico 2 - Estrutura de consumo de eletricidade na rede, por classe (%) ............ 20

Gráfico 3 - Evolução da elasticidade-renda do consumo de eletricidade (*) .......... 22

Gráfico 4 - Economia mensal fotovoltaica 10,4kWp – Cenário 1a ......................... 64

Gráfico 5 - Economia mensal fotovoltaica 10,4kWp – Cenário 1b ......................... 64

Gráfico 6 - Economia mensal fotovoltaica 104kWp – Cenário 3b .......................... 65

Gráfico 7 - Payback fotovoltaica 10,4 kWp ............................................................ 67

Gráfico 8 - Diagrama de Tornado – Fotovoltaica 104 kWp (Cenário 3a) ............... 70

Gráfico 9 - Diagrama de Tornado – Cogeração 30 kW (Cenário 4a) ..................... 70

Gráfico 10 - Volatilidade do VPL frente a variações nos reajustes de tarifa de

energia elétrica entre -1 e 1% em uma planta fotovoltaica

de 10,4 kWp ......................................................................................... 72


energia elétrica entre -1 e 1% em sistemas de cogeração

30kW BT, FC 0.5 .................................................................................. 72


energia elétrica entre -1 e 1% em sistemas de cogeração 65 kW

AT, FC 1.0 ............................................................................................ 73

Gráfico 13 - Volatilidade do VPL frente variações do fator de capacidade entre -2,5

e 2,5% em uma planta fotovoltaica de 10,4 kWp – Cenário1a ..... 74

Gráfico 14 - Volatilidade do VPL frente a variações do aproveitamento energético de

-2,5 a 2,5% e reajuste de tarifas de energia elétrica de -1 a 1% da

planta fotovoltaica de 10,4 kWp – Cenário 1a ...................................... 75

Gráfico 15 - Volatilidade do VPL na cogeração 30 kW BT trabalhando com fator de

capacidade 0,5 frente a variações da tarifa de combustível ao longo da

via útil do sistema – Cenário 4a ........................................................... 76

Gráfico 16 - Volatilidade do VPL na cogeração 65 kW AT trabalhando com fator de

capacidade 1 frente a variações da tarifa de combustível ao longo da

vida útil do sistema – Cenário 7a ......................................................... 76

Gráfico 17 - Volatilidade do VPL da cogeração 30 kW BT trabalhando com fator de

capacidade 0,5 frente a variações nos reajustes das tarifas de energia

elétrica e combustível ao longo da vida útil do sistema – Cenário 4a .. 77

Gráfico 18 - Volatilidade do VPL da cogeração 65 kW AT trabalhando com fator de

capacidade 1 frente a variações nos reajustes das tarifas de energia

elétrica e combustível ao longo da vida útil do sistema – Cenário 7a .. 78

LISTA DE TABELAS

Tabela 1 - Projeção da população brasileira para o período 2015-2024 ................... 17

Tabela 2 - Consumo de eletricidade na rede, por classe de consumo (GWh) .......... 18

Tabela 3 - Relatório de Mercado FOCUS de 3 de junho de 2016 ............................. 23

Tabela 4 - Irradiação solar diária média e Fator de capacidade................................ 33

Tabela 5 - Principais variáveis de entrada utilizadas no modelo ............................... 44

Tabela 6 - Características técnicas e custos dos kits dos sistemas fotovoltaico ....... 48

Tabela 7 - Características técnicas e custos das microturbinas ................................ 49

Tabela 8 - Parâmetros considerados e valores de energia elétrica obtidos .............. 51

Tabela 9 - Parâmetros considerados e valor de energia térmica obtido ................... 52

Tabela 10 - Tarifa praticada pela CEMIG aos consumidores B1 Residencial e A4 ... 53

Tabela 11 - Dados do aquecedor de passagem GWHO 525CTE ............................. 54

Tabela 12 - Tarifa praticada pela GASMIG para consumidores Industriais ............... 55

Tabela 13 - Preços praticado pela GASMIG em consumidores de cogeração.......... 56

Tabela 14 - Custos estimados de investimento ......................................................... 58

Tabela 15 - Custos mensais estimados .................................................................... 60

Tabela 16 - Premissas iniciais do estudo financeiro .................................................. 61

Tabela 17 - Alternativas simuladas ........................................................................... 63

Tabela 18 - Resultados financeiros obtidos nas simulações ..................................... 66

Tabela 19 - VPL para estimativas otimistas e pessimistas na geração fotovoltaica .. 68

Tabela 20 - VPL para estimativas otimistas e pessimistas na cogeração ................. 69

LISTA DE ABREVIATURAS E SIGLAS

ANEEL Agência Nacional de Energia Elétrica

BCB Banco Central do Brasil

CA Corrente Alternada

CC Corrente Contínua

CHP Combined Heat and Power

COFINS Contribuição para o Financiamento da Seguridade Social

CONFAZ Conselho Nacional de Política Fazendária

COPOM Comitê de Política Monetária

DS Dinâmica de Sistemas

EPE Empresa de Pesquisa Energética

FC Fator de Capacidade

GN Gás Natural

ICMS Imposto sobre circulação de mercadorias e prestação de serviços

INPE Instituto Nacional de Pesquisas Espaciais

kWp kilo Watt pico

PAYBACK Tempo para Pagamento do Capital Investido

PDE Plano Decenal de Expansão de Energia

PIB Produto Interno Bruto

PIS Programa de Integração Social

SEFAZ Secretaria de Estado de Fazenda de Minas Gerais

SELIC Sistema Especial de Liquidação de Custódia

TIR Taxa Interna de Retorno

TMA Taxa Mínima de Atratividade

VENSIM Ventana Simulation Environment

VPL Valor Presente Liquido

SUMÁRIO 1 INTRODUÇÃO ........................................................................................... 14

2 OBJETIVOS ............................................................................................... 16

2.1 Objetivo Geral ............................................................................................. 16

2.2 Objetivos específicos .................................................................................. 16

3 REFERENCIAL TEÓRICO ......................................................................... 17

3.1 Panorama demográfico brasileiro ............................................................... 17

3.2 Panorama do setor elétrico brasileiro ......................................................... 17

3.3 Situação econômica brasileira .................................................................... 21

3.4 Critérios financeiros .................................................................................... 23

3.5 Geração distribuída .................................................................................... 26

3.6 Geração fotovoltaica ................................................................................... 29

3.7 Cogeração .................................................................................................. 36

4 METODOLOGIA ........................................................................................ 42

4.1 Elaboração do modelo ................................................................................ 42

4.2 Variáveis, Estoques e Fluxos ..................................................................... 43

4.3 Diagrama causal ......................................................................................... 45

4.4 Diagrama de estoque e fluxo ...................................................................... 46

4.5 Análise de sensibilidade ............................................................................. 46

5 OBTENÇÃO DOS DADOS ........................................................................ 47

5.1 Equipamentos ............................................................................................. 47

5.1.1 Sistema fotovoltaico ................................................................................... 47

5.1.2 Microturbinas a gás .................................................................................... 48

5.2 Energia elétrica disponibilizada .................................................................. 50

5.3 Energia térmica disponibilizada .................................................................. 51

5.4 Custo evitado de energia elétrica ............................................................... 52

5.5 Custo evitado de energia térmica (aplicável à cogeração) ......................... 54

5.6 Custo de combustível (aplicável à cogeração) ........................................... 56

5.7 Prazo para implantação .............................................................................. 57

5.8 Investimento inicial ..................................................................................... 57

5.9 Financiamentos .......................................................................................... 58

5.10 Custo Mensal .............................................................................................. 58

5.11 Taxa mínima de atratividade ...................................................................... 60

5.12 Impostos ..................................................................................................... 61

5.13 Economia mensal ....................................................................................... 61

6 SIMULAÇÃO E ANÁLISE DOS RESULTADOS ....................................... 62

6.1 Introdução................................................................................................... 62

6.2 Resultados .................................................................................................. 63

6.3 Sensibilidade do VPL (Tornado) ................................................................. 67

6.4 Análise de sensibilidade ............................................................................. 71

6.4.1 Volatilidade da tarifa de energia elétrica (custo evitado) ............................ 71

6.4.2 Volatilidade do aproveitamento energético da irradiação solar .................. 73

6.4.3 Volatilidade do aproveitamento energético e tarifa de energia elétrica ...... 74

6.4.4 Variação da tarifa de combustível (gás natural) ......................................... 75

6.4.5 Volatilidade conjunta da tarifa do combustível e tarifa de energia elétrica . 77

7 CONCLUSÕES .......................................................................................... 79

REFERÊNCIAS .......................................................................................... 81

APÊNDICE A – Diagrama de estoque e fluxo do modelo ...................... 88

APÊNDICE B – Diagramas de Tornado ................................................... 90

APÊNDICE C – Programa ......................................................................... 93

14

1 INTRODUÇÃO

A energia elétrica é fundamental para o crescimento econômico da nação e, de

acordo com a Empresa de Pesquisa Energética (EPE, 2015), o Brasil deve expandir

sua oferta para que a meta do crescimento seja alcançada. A geração de energia

elétrica deverá acompanhar o crescimento da demanda, e investimentos em fontes

de energia limpa renovável são fundamentais para reduzir a geração de custo

elevado, proveniente principalmente das fontes termoelétricas. Atualmente, a

geração de energia elétrica a partir de fontes renováveis constitui uma tendência em

diversos países, inclusive com a concessão de incentivos à geração distribuída

(PORTAL BRASILEIRO DE ENERGIAS RENOVÁVEIS, 2014).

A viabilidade econômica de uma planta de geração elétrica depende, principalmente,

do preço de aquisição da energia ofertada pela concessionária (custo evitado), dos

investimentos realizados por quilowatt hora (kWh) gerado e do custo do combustível

utilizado. Outras variáveis também afetam a rentabilidade, como o tempo de

instalação da planta, vida útil dos equipamentos, o nível de utilização da capacidade

instalada, os custos manutenção/operação e os encargos financeiros dos

financiamentos contratados (EPE, 2014).

Branker, Pathak e Pearce (2011) consideram tecnicamente viável a substituição de

combustíveis fósseis pelas tecnologias que utilizam energias renováveis. As

barreiras econômicas são o principal obstáculo para suprir a sociedade com energia

preponderantemente renovável. Para Papadopoulos e Maltas (2010) o declínio

contínuo dos preços dos painéis fotovoltaicos e seus equipamentos associados

combinados com o aumento dos preços dos combustíveis tornaram a energia

renovável viável tanto do ponto de vista econômico como ambiental.

Para Xavier et al. (2015) os preços elevados e a ausência de legislação adequada e

incentivos governamentais são as principais barreiras no desenvolvimento do

mercado fotovoltaico no Brasil. Chandel et al (2014) relata que diversos trabalhos e

pesquisas foram realizados globalmente para avaliar a viabilidade e o desempenho

de sistemas fotovoltaicos e conclui que é uma opção factível e viável para atender a

15

demanda de energia no presente e no futuro. A importância das plantas fotovoltaicas

vai aumentar com a crescente elevação das tarifas de eletricidade.

Segundo Smolen e Burdnik-Rodz (2005) microturbinas a gás em sistemas de

cogeração encontram-se em expansão no mundo todo. As soluções técnicas são

eficientes, confiáveis, compactas e de fácil instalação. A sua produção em escala

comercial poderá atender à demanda de hotéis, piscinas, restaurantes e pequenos

estabelecimentos industriais e comerciais.

Cucchiella, Adamo e Rosa (2015) afirmam que o setor fotovoltaico registrou

mudanças significativas nos últimos anos. O crescimento foi exponencial,

inicialmente em regiões europeias, como a Alemanha e a Itália, e nos últimos anos

na China, EUA e Japão. A adoção de políticas de incentivo melhorou a maturidade,

o nível e sua competitividade.

Westener e Madlener (2009) realizaram estudos para identificar quais tecnologias de

cogeração são mais apropriadas para instalação em um futuro próximo na Alemanha

e concluíram que microturbinas utilizando gás natural apresentam baixo risco

comparadas a outras tecnologias de produção simultânea de calor e eletricidade,

embora a perspectiva de retorno tenha sido inferior ao ciclo combinado.

Por meio da técnica de Dinâmica de Sistemas (DS) é possível obter resultados

provenientes da interação entre as variáveis técnicas e econômicas que compõem

um sistema de geração de energia, contribuindo favoravelmente para tomada de

decisão (GOH et al., 2014). O objetivo deste trabalho é avaliar pela técnica DS a

viabilidade econômica da implantação de micro e minigeração distribuída de energia

elétrica a partir de painéis fotovoltaicos e sistemas de cogeração utilizando turbinas

a gás natural (GN) em diferentes cenários.

16

2 OBJETIVOS

2.1 Objetivo geral

Avaliar a viabilidade econômica atual, por meio da modelagem e da dinâmica de

sistemas, da implantação de mini e microgeração distribuída de energia elétrica de

origem fotovoltaica e cogeração utilizando turbinas a gás natural.

2.2 Objetivos específicos

a) Analisar os principais custos envolvidos para implantação de sistemas de

geração fotovoltaicos e turbinas a gás natural, adotando como referência a

região metropolitana de Belo Horizonte, MG;

b) Analisar os principais fatores que impactam na tomada de decisão de

investimentos no setor de geração;

c) Desenvolver uma modelagem do processo de geração de energia elétrica

utilizando painéis fotovoltaicos e cogeração por turbinas a gás natural

utilizando dinâmica de sistema;

d) Simular a viabilidade econômico-financeira da geração de energia elétrica

fotovoltaica e cogeração por turbinas a gás natural, para diversos cenários

utilizando o modelo proposto.

17

3 REFERENCIAL TEÓRICO

3.1 Panorama demográfico brasileiro

Segundo a Empresa de Estudos Energéticos (EPE, 2015a) o Brasil tem sofrido

transformações no seu perfil demográfico, não só em termos da dinâmica de

crescimento populacional, mas também com relação à sua distribuição espacial, ao

seu rápido processo de urbanização, à pirâmide etária, entre outros aspectos. Pode-

se afirmar que, em relação a década passada, a população brasileira continua a

crescer, porém a um ritmo menor.

Na próxima década, espera-se continuidade da tendência de redução da taxa de

crescimento populacional observada nos últimos anos. Conforme apresentado na

Tabela 1 a média nacional da taxa de crescimento populacional do período será de

0,7% a.a., com um aumento populacional de mais de 12 milhões de habitantes no

período entre 2015 e 2024 (EPE, 2015a).

Tabela 1 - Projeção da população brasileira para o período 2015-2024

Fonte: EPE, 2015a, p. 5.

3.2 Panorama do setor elétrico brasileiro

Segundo a Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL, 2009) o consumo de

energia é um dos principais indicadores do desenvolvimento econômico e do nível

de qualidade de vida de qualquer sociedade, refletindo o ritmo de atividade dos

18

setores industrial, comercial e de serviços, e a capacidade da população para

adquirir bens e serviços tecnologicamente mais avançados que exigem acesso à

rede elétrica e pressionam o consumo de energia elétrica.

O crescimento econômico está intimamente ligado à disponibilidade de insumos para

o processo produtivo, entre elas a energia. Para que haja um desenvolvimento

sustentável, é necessário um planejamento de como o fornecimento desses recursos

será feito no longo prazo para que não haja excessos ou faltas (FERREIRA NETO;

CORRÊA; PEROBELLI, 2016).

O consumo de energia encontra-se ligado intrinsecamente ao estilo de vida e cultura

vigentes na sociedade de uma nação. Não está somente destinado a assegurar a

manutenção das necessidades humanas básicas. O consumo energético é um

parâmetro significativo na distinção entre países desenvolvidos e subdesenvolvidos,

pois está diretamente relacionado à renda destes países ao longo do tempo. A

Tabela 2 apresenta a projeção de consumo de energia elétrica na rede, para o

Brasil, desagregado por classe de consumo. Pode-se observar que teremos um

crescimento anual relevante nos setores residencial e comercial.

Tabela 2 - Consumo de eletricidade na rede, por classe de consumo (GWh)


19

Autoprodução é o termo adotado para a geração de eletricidade por consumidores

localizados junto às unidades de consumo, não utilizando a rede elétrica das

concessionárias de transmissão/distribuição. Constitui-se de um importante

elemento na análise do atendimento à demanda de eletricidade, pois esta já

representa quase 10% de toda a energia elétrica consumida no país, e apresenta

crescimento acelerado nos últimos dez anos e tem grande potencial de expansão

nos próximos anos (EPE, 2015a).

O autoprodutor não demanda investimentos adicionais do sistema elétrico, além dos

relacionados a contratos com a concessionária (gerador/comercializador de energia)

para suprimento em situações específicas, como pode ser o caso de paradas

programadas ou eventuais paradas não programadas. O caso mais comum de

autoprodução é o da cogeração e com os atuais incentivos na geração distribuída

teremos uma boa participação da energia fotovoltaica (EPE, 2015a).

O Gráfico 1 mostra, de forma resumida, as parcelas relativas à autoprodução e ao

consumo na rede do consumo de energia elétrica dos grandes consumidores

industriais. Prevê-se um expressivo crescimento da autoprodução nos próximos 10

anos, em torno de 6% ao ano, em média. A participação da autoprodução no

consumo total de eletricidade do País passará de quase 10% (valor verificado nos

últimos anos) para 12% em 2024 (EPE, 2015a).

A autoprodução inclui uma parcela relativa à geração distribuída fotovoltaica,

regulamentada por meio da REN 482/2012 da ANEEL. Em relação à

competitividade, no ano de 2014 o reajuste tarifário foi acima da inflação,

contribuindo com a diminuição do período de retorno do investimento na

autoprodução. No entanto, com a valorização do dólar, observou-se um aumento de

preço dos equipamentos finais (majoritariamente importados), o que contrabalanceia

o aumento das tarifas (EPE, 2015a).

20

Gráfico 1 - Grandes consumidores industriais: Consumo de eletricidade (TWh)


O Gráfico 2 mostra a evolução da relação entre os consumos das classes residencial

e comercial no Brasil. Conforme se pode observar, o consumo comercial continuará

ganhando participação no consumo total na rede, enquanto o setor residencial

mantém a sua importância e o setor industrial perde participação no período 2014-

2024.

Gráfico 2 - Estrutura de consumo de eletricidade na rede, por classe (%)


21

A evolução da economia nacional estruturando-se para uma economia mais

desenvolvida e com melhor distribuição de renda, demandará serviços e segmentos

comerciais de crescente sofisticação, aliados ao potencial turístico do País,

contribuirão para aceleração do consumo de eletricidade no setor comercial. O

consumo por consumidor residencial no Brasil, em 2024, deverá situar-se em torno

de 208 kWh/mês (EPE, 2015a).

3.3 Situação econômica brasileira

O Comitê de Política Monetária (COPOM) foi instituído em 20 de junho de 1996 pelo

Banco Central do Brasil (BCB) com o objetivo de estabelecer as diretrizes da política

monetária e definir a taxa básica de juros. O COPOM decide a meta da taxa Selic

que deve vigorar no período entre suas reuniões e, em alguns casos, o seu viés. A

taxa SELIC é a média ajustada dos financiamentos diários apurados no Sistema

Especial de Liquidação de Custódia (Selic) para títulos federais (BCB, 2012).

O Produto Interno Bruto (PIB) refere-se ao valor do conjunto de todos os bens e

serviços produzidos dentro do território econômico de um país em um determinado

período. Basicamente, o aumento do PIB aumenta a demanda por energia e

consequentemente as oportunidades de negócio no setor de execução e gestão de

projetos. O Gráfico 3 mostra a evolução da elasticidade-renda do consumo de

eletricidade, comprovando a importância de aumentar a oferta de energia para

atender a elevação do PIB.

Segundo o Instituto Braudel de Economia Mundial (2011) uma baixa taxa de juros é

um fator de incentivo à execução de novos empreendimentos e aumenta as

oportunidades de negócio no setor de execução e gestão de projetos. Por outro

lado, uma taxa de juros muito alta pode desestimular o crescimento econômico

mesmo havendo forte demanda por aumento de produção.

22

Gráfico 3 - Evolução da elasticidade-renda do consumo de eletricidade (*)

Fonte: EPE, 2015b, p. 49.

Um ponto que influencia significativamente em investimentos é a carga tributária,

que é a relação entre impostos e PIB. A cobrança de impostos é, na prática, uma

coleta de dinheiro feita pelo governo para pagar suas contas. Uma forma de medir o

impacto dessa coleta é compará-la com o Produto Interno Bruto (PIB), ou seja, a

soma das riquezas produzidas pelo país em um ano. Segundo Afonso e Matos

(2016), a carga tributária no Brasil deve fechar o ano de 2016 em 36,5% do PIB. Isso

significa que os cofres públicos recebem um valor que equivale a mais de um terço

do que o país produz. A elevada carga tributária brasileira é um fator relevante na

gestão e manutenção das empresas, podendo afetar significativamente seu lucro e,

até, comprometer sua existência.

O relatório FOCUS apresenta as expectativas para os principais indicadores

econômicos, o qual é publicado semanalmente pelo Banco Central do Brasil com as

previsões de cerca de 100 analistas financeiros sobre diversos indicadores da

economia brasileira. A Tabela 3 mostra a expectativas de mercado para o ano de

2016 e 2017. Observa-se uma tendência de melhoria das expectativas do mercado

23

em 2017, com redução da inflação, aumento do PIB e redução da taxa de juros

SELIC.

Tabela 3 - Relatório de Mercado FOCUS de 3 de junho de 2016

Fonte: BCB, 2016, p. 2.

3.4 Critérios financeiros

Segundo Lunelli (2016) os métodos mais comuns de avaliação de projetos de

investimento são:

a) Valor presente líquido – VPL;

b) Taxa interna de retorno – TIR;

c) Payback descontado.

O valor presente líquido (VPL) de um investimento é um critério simples para decidir

se um investimento deve ser feito ou não. Ele é definido como o somatório dos

valores presentes dos fluxos futuros estimados do investimento (considerando a taxa

de juros do mercado apropriado), menos o custo inicial do investimento. Os fluxos

estimados podem ser positivos ou negativos, de acordo com as entradas ou saídas

de caixa. Caso o VPL encontrado no cálculo seja negativo, o retorno do projeto será

menor que o investimento inicial, o que sugere que ele seja rejeitado. Caso ele seja

24

positivo, o valor obtido no projeto pagará o investimento inicial, o que o torna viável

(ROSS; WESTERFIELD; JAFFE, 2010). O VPL é obtido com a equação 1.

em que:

Io – investimento Inicial (R$)

t - é o enésimo período no tempo em que o dinheiro será investido no projeto

(meses)

n – número de períodos t considerado

FCt – fluxo de caixa no período t, Receita – Custo (R$)

r – custo do capital ou taxa de desconto considerada (índice)

Segundo Casarotto Filho e Kopittke (2007), um conceito também muito utilizado é o

de taxa mínima de atratividade (TMA), que é a taxa ao qual o investidor considera na

obtenção de ganho financeiro. Ao analisar uma proposta de investimento deve-se

considerar a perda de oportunidade de obter retornos em outra aplicação com este

capital em outro projeto.

Para cálculo do valor presente das entradas e saídas de caixa pode ser utilizada a

TMA (Taxa Mínima de Atratividade) como taxa de desconto. Se for adotado o

desconto no fluxo de caixa pela a TMA do acionista e for obtido VPL > 0, significa

tendência de decisão favorável à sua realização. Sendo o VPL for superior a 0, o

projeto cobrirá tanto o investimento inicial, bem como a remuneração mínima exigida

pelo investidor, gerando ainda um excedente financeiro. O Fluxo de Caixa do projeto

é calculado pela diferença entre as receitas obtidas (ou custo evitado) e os custos

(pagamento financiamento, seguros, combustível, manutenção e operação) podendo

ser avaliado para o empreendimento (projeto) e para o acionista (investidor) sendo

que sob o ponto de vista de tomada de decisão deve ser adotado o fluxo de caixa do

investidor (CASAROTTO FILHO; KOPITTKE, 2007).

Em geral a Taxa Interna de Retorno (TIR) é a taxa que torna nulo o VPL. O

raciocínio básico por trás da TIR é de que se procura obter uma única cifra para

(1)

25

sintetizar os méritos de um projeto. Cifra é interna ou intrínseca ao projeto e não

depende de mais nada, a não ser dos fluxos de caixa do projeto (ROSS et al., 2015).

A disponibilidade de recursos financeiros é, sem dúvida, um fator imperativo para a

concretização de um investimento. O Sistema francês de amortização também

conhecido como “Sistema PRICE” ou “Sistema de Prestação Constante” é muito

utilizado nas compras a prazo de bens de consumo (CASAROTTO FILHO;

KOPITTKE, 2007). O valor da parcela é obtido com a equação 2.

em que:

pmt – Valor da parcela (do inglês payment)

PV – Valor Presente (do inglês presente value)

i – taxa de Juros (do inglês interest ratio)

O Payback é uma das técnicas de análise de investimento mais comuns que

existem. Consiste em umas das alternativas mais populares ao VPL. Sua principal

vantagem em relação ao VPL consiste em que a regra do Payback leva em conta o

tempo do investimento e consequentemente é uma metodologia mais apropriada

para ambientes com risco elevado. Este método visa calcular o nº de períodos ou

quanto tempo o investidor irá precisar para recuperar o investimento realizado. Um

investimento significa uma saída imediata de dinheiro, em contrapartida se espera

receber fluxos de caixa que visem recuperar essa saída ao longo do tempo. O

Payback expressa o quanto tempo isso irá demorar (ROSS et al., 2015).

Segundo Casarotto Filho e Kopittke (2007), a análise prévia de investimentos

permite que se racionalize a utilização do capital. O desempenho pode ser medido

em termos monetários utilizando técnicas de engenharia econômica associadas a

matemática financeira e outras matérias, como probabilidade, simulação ou técnicas

de análise de decisão.

(2)

26

3.5 Geração distribuída

A geração distribuída é uma expressão usada para designar a geração elétrica

realizada junto ou próxima do consumidor, independente da potência, tecnologia e

fonte de energia. A Resolução Normativa no 482/2012 (ANEEL, 2012) possibilita

utilizar o sistema de compensação de energia elétrica, na qual a unidade

consumidora pode gerar energia elétrica em escala de microgeração ou

minigeração. A energia gerada que exceder ao consumo da unidade pode ser

injetada na rede da distribuidora local como forma de empréstimo gratuito e

posteriormente compensada com o consumo de energia elétrica ativa dessa mesma

unidade consumidora ou de outra unidade consumidora de mesma titularidade da

unidade consumidora onde os créditos foram gerados.

O consumidor (ou unidade consumidora) pode gerar energia elétrica em escala de

microgeração com potência instalada menor ou igual a 75 quilowatts (kW), ou

minigeração com potência instalada superior a 75 kW e menor ou igual a 5 megawatt

(MW) para geração solar e cogeração (ANEEL, 2015a). Em virtude das mudanças

promovidas pela ANEEL, a geração de energia elétrica através de painéis

fotovoltaicos e sistema de cogeração utilizando gás natural atualmente têm atraído o

interesse de investidores que pretendem adotar a autoprodução de energia.

Os estímulos à geração distribuída (geralmente localizada próxima aos centros de

carga) justificam-se pelos potenciais benefícios que tal modalidade pode

proporcionar ao sistema elétrico: a postergação de investimentos em expansão nos

sistemas de distribuição e transmissão, o baixo impacto ambiental, a redução no

carregamento das redes, a redução de perdas e a diversificação da matriz

energética, entre outros (ANEEL, 2014).

A geração distribuída, onde pequenos geradores estão ligados à rede de distribuição

é uma alternativa que tem ganhado reconhecimento como uma forma viável de

fornecer energia para consumidores. Conciliado as crescentes preocupações com o

meio ambiente o percentual gerado por esta modalidade vem crescendo

rapidamente (SAIF et al., 2012).

27

Para caracterizar a central geradora como micro ou minigeração distribuída, são

obrigatórias as etapas de solicitação de parecer de acesso (requerimento formulado

pelo consumidor entregue à distribuidora) o qual deve constar o projeto das

instalações de conexão (memorial descritivo, localização, arranjo físico, diagramas),

além de outros documentos e informações eventualmente solicitados pela

distribuidora (ANEEL, 2015b).

A Figura 1 apresenta a estrutura básica da geração distribuída com compensação de

energia.

Figura 1 - Sistema de Compensação de Energia

Fonte: ANEEL, 2014, p. 17.

28

Uma grande vantagem destes sistemas é o fato de que se tem uma usina geradora

descentralizada e que não ocupa área física adicional, visto que a integração à

edificação substitui ou se sobrepõe a materiais de cobertura e/ou revestimento

(RÜTHER; 2004).

Nos cadernos temáticos (ANEEL, 2014) são apresentados os requisitos para

adequação do sistema de medição além de outros critérios para compensação de

energia. O sistema de medição deve ser conectado no mesmo nível de tensão do

fornecimento da distribuidora, dotado adicionalmente da medição bidirecional de

energia elétrica (medição de consumo e de geração). Os custos de adequação do

sistema de medição para implantação do sistema de compensação de energia são

de responsabilidade do acessante (consumidor).

O imposto sobre Circulação de Mercadoria e Serviços (ICMS) é um imposto

aplicável à Energia Elétrica. Para micro e minigeração distribuída, o Conselho

Nacional de Política Fazendária (CONFAZ) aprovou o Convenio ICMS 6, de 5 de

abril de 2013, estabelecendo que o ICMS apurado tem como base de cálculo toda

energia que chega à unidade proveniente da distribuidora, sem considerar qualquer

compensação de energia produzida pelo microgerador. Com isso, a alíquota

aplicável do ICMS incide sobre toda energia consumida no mês. A tributação de

ICMS será proporcional ao percentual da energia gerada pelo micro e minigerador

que é exportado a rede para compensação em outro período. Quanto maior o

percentual da energia exportada à rede, maior será a tributação (CONFAZ, 2013).

O regime de tribulação é não cumulativo, isto é, cada etapa da cadeia produtiva se

apropria dos créditos das etapas anteriores, sendo 1,65% para o Programa de

Integração Social (PIS) e 7,60% para a Contribuição para o Financiamento da

Seguridade Social (COFINS). Atualmente algumas distribuidoras aplicam a tarifa

final com impostos (PIS/COFINS e ICMS) para todo o consumo, deduzindo-se o

montante equivalente ao valor do consumo total com a tarifa sem impostos (ANEEL,

2014).

29

A opção de tributar a energia compensada, é um entrave à disseminação da

geração distribuída, especialmente a da geração fotovoltaica que apresenta um

maior período de payback (EPE, 2014).

Alguns estados brasileiros estão propiciando o benefício de tributação de ICMS

apenas sobre a diferença positiva entre a energia consumida e a energia injetada

pelos micro e minigeradores. O estado de Minas Gerais teve a iniciativa ao publicar

a Lei no 20.824 pela Secretaria de Estado da Fazenda, de 31 de julho de 2013

propiciando benefício por 5 anos (MINAS GERAIS, 2013).

Em relação aos impostos, deve-se atentar para o fato de que a arrecadação com a

venda e instalação de sistemas de geração distribuída é majoritariamente de

impostos federais, enquanto que a venda de energia é taxada principalmente via

ICMS, imposto estadual. Portanto, o que se observa com o desenvolvimento da

geração distribuída, é uma transferência de recursos dos estados para União (EPE,

2014).

Um ponto que pode melhorar a inserção da geração distribuída é o modelo de

Leasing empregado internacionalmente. Neste modelo o usuário tem custo de

instalação zero, pagando mensalidade fixa a uma empresa que é responsável pela

instalação e manutenção do sistema de geração (EPE, 2014).

3.6 Geração fotovoltaica

Os sistemas fotovoltaicos são capazes de gerar energia elétrica por meio das

chamadas células fotovoltaicas que são feitas de materiais capazes de transformar a

radiação solar diretamente em energia elétrica (efeito fotovoltaico). Atualmente o

silício é o material mais utilizado para este fim. A energia dos fótons da luz solar é

transferida para os elétrons que então ganham a capacidade de movimentar-se. O

movimento dos elétrons, por sua vez, gera a corrente elétrica (WANDERLEY;

CAMPOS, 2013).

A geração fotovoltaica que é inesgotável pode estar inserida no meio urbano, gera

energia limpa de forma silenciosa e não poluente, inclusive pode ser integrada à

30

arquitetura em diversos casos. Em aplicações próximas a necessidade de energia,

as perdas por transmissão e distribuição são muito menores e desprezíveis, quando

comparadas à energia que vem de geradores centralizados e distantes dos centros

de consumo (ZOMMER, 2012).

Em aplicações para suprimentos de pequenas demandas, os módulos são

instalados em posição fixa, orientados para o hemisfério norte (módulos instalados

no hemisfério sul) com inclinação segundo a latitude do local e perfil de demanda.

Em projetos de maior porte, pode-se tornar viável economicamente instalar sistema

seguidor do movimento do sol de acordo com a hora do dia e com o dia do ano

(FADIGAS, 2012).

A Figura 2 apresenta o funcionamento do sistema fotovoltaico interligado à rede

elétrica convencional.

31

Figura 2 - Conexão elétrica do gerador fotovoltaico à rede convencional

Fonte: RÜTHER, 2004, p.40.

Uma instalação solar fotovoltaica conectada à rede elétrica e integrada a uma

edificação é composta de vários itens, sendo os principais: painéis solares, sistema

de fixação, sistema conversor CC-CA (inversores), cabos elétricos, proteção elétrica

(fusíveis e disjuntores), proteção contra descargas atmosféricas e caixas de

conexão. (RÜTHER, 2004, p. 16).

A radiação solar varia durante o dia e tem sua maior intensidade ao meio-dia-solar.

A Figura 3 apresenta um gráfico da variação da irradiância em um dia médio e

podemos observar as horas do dia em que a irradiância é próxima ou igual a 1000

W/m².

32

Figura 3 - Gráfico de horas Sol-pico

Fonte: BLUE SOL, 2016, p. 26.

Segundo Nakabayashi (2014) o Fator de Capacidade (FC) representa o nível de

atividade de uma usina em determinado período, ou seja, é a energia efetivamente

produzida por uma usina dividida pela produção que teria em caso de funcionamento

em sua capacidade nominal durante todo o período. Este fator depende da

localidade e é função da irradiação diária média (kWh/m2.dia).

Em Minas Gerais a irradiação solar diária média é de aproximadamente 5,23

kWh/m2.dia e o fator de capacidade próximo de 16,3%. A Tabela 4 apresenta a

irradiação solar diária média e fator de capacidade das principais cidades brasileiras.

33

Tabela 4 - Irradiação solar diária média e Fator de capacidade

Fonte: NAKABAYASHI, 2015, p. 45.

Segundo Fadigas (2012) a Energia Anual Gerada pelo sistema solar pode ser

expressa pela equação 3.

(3)

Onde:

EG – Energia anual gerada (kWh)

P – Potência instalada (kWp)

FC – Fator de capacidade do sistema (INS/24)

DI – Disponibilidade do sistema (número de horas/ano em que o sistema está

disponível)

34

Em 2006, o Instituto Nacional de Pesquisas Espaciais (INPE) publicou, como um dos

resultados do projeto SWERA, o “Atlas Brasileiro de Energia Solar”. Os dados e

mapas atualizados do projeto SWERA estão disponíveis para consulta em

http://en.openei.org/apps/SWERA/. Para acessar os dados do Brasil, basta clicar na

opção de interesse do mapa global e, em seguida, no mapa do Brasil. A Figura 4

mostra o mapa da média anual do total diário de energia (kWh) que pode ser gerado

por módulos fotovoltaicos instalados em qualquer ponto do território nacional,

elaborado pela PSR com dados do projeto SWERA brazil_solar_tilted_10km.shp. O

arquivo “shapefile” apresenta os dados de radiação solar em kWh/m2/dia para

células de 10km x 10km.

Figura 4 - Irradiação total em plano cuja inclinação é igual a latitude do local

Fonte: ABINEE, 2012, p. 52.

35

O rendimento das placas fotovoltaicas, dos inversores, autotransformadores (quando

necessários) e perdas nos cabos devem ser avaliados pois estes influenciam

significativamente na energia final disponibilizada. O sombreamento, inclinação e a

orientação também são fatores que influenciam na energia disponibilizada

(RÜTHER, 2004).

A redução de produtividade anual dos módulos varia entre 0,2% e 1%, sendo que a

maioria dos fabricantes asseguram que o envelhecimento médio anual está em 0,5%

(BRANKER; PATHAK; PEARCE, 2011).

Uma característica fundamental de sistemas solares fotovoltaicos interligados à rede

elétrica pública é que dispensam os bancos de baterias necessários em um sistema

do tipo autônomo e os elevados custos de manutenção envolvidos. Na configuração

mais comum, quando o gerador solar fornece mais energia do que a necessária para

o atendimento da instalação consumidora, o excesso é injetado na rede elétrica

pública e a instalação consumidora acumula um crédito energético. Por outro lado,

quando o sistema solar gera menos energia do que a demandada pela instalação

consumidora, o déficit é suprido pela rede elétrica. Outra vantagem destes sistemas

é o fato de que se tem uma usina geradora descentralizada e que não ocupa área

física, visto que a integração à edificação substitui ou se sobrepõe a materiais de

cobertura e/ou revestimento (RÜTHER, 2004).

Segundo Santos (2013), diversos parâmetros podem afetar o rendimento do

conjunto de módulos solares fotovoltaicos, também denominado gerador

fotovoltaico. O principal deles é o parâmetro radiação solar, que depende

fundamentalmente da localização geográfica da instalação, bem como de sua

inclinação e orientação. Como regra geral a melhor inclinação com relação à

horizontal, para obtenção da incidência solar máxima em regime anual, é a latitude

local. A orientação ideal é o posicionamento da superfície direcionada para o

equador (norte geográfico para instalações situadas no hemisfério sul, e sul

geográfico para instalações situadas no hemisfério norte).

Outros fatores, tais como temperatura dos painéis, o sombreamento parcial, o

descasamento entre painéis de um mesmo string (que leva a perdas de rendimento

36

conhecidas como module mismatch losses), as resistências dos condutores e o

estado de limpeza dos painéis também influenciam a performance do sistema

gerador fotovoltaico (RÜTHER, 2004).

A irradiação solar disponível em um sistema fotovoltaico é fundamental nos estudos

da energia disponibilizada. Em sistemas fotovoltaicos instalados em meio urbano, ou

seja, próximo a outras edificações, existe grande possibilidade de sombreamento,

fazendo que o aproveitamento da irradiação solar seja inferior ao se estivesse em

uma área aberta, que é o caso de parques solares. A integração nas edificações, em

muitos casos, a orientação ideal poderá ser comprometida pela dificuldade de

orientá-los e incliná-los para a situação ideal, principalmente em casos em que a

questão estética deverá ser priorizada (ZOMMER, 2012).

Um sistema de geração fotovoltaico apresenta melhor desempenho quando

iluminado homogeneamente, e a existência de outras edificações próximas aos

painéis solares poderá comprometer o desempenho devido ao sombreamento. Pela

característica construtiva da maioria dos painéis fotovoltaicos, onde as células

individuais são conectadas em série, um pequeno sombreamento sobre uma das

partes poderá reduzir acentuadamente o rendimento de todo o sistema pois as

células que receberem a menor quantidade de irradiação determinarão a corrente, e

consequentemente a potência do conjunto conectado em série (RÜTHER, 2004).

Outro fator que influi na energia disponibilizada pelo sistema fotovoltaico é o

inversor. O inversor é um equipamento eletrônico que faz a conversão da tensão

gerada em corrente contínua (CC) para corrente alternada (CA). A eficiência de

conversão de um inversor varia de acordo com a carga do mesmo (ZOMMER,

2012).

3.7 Cogeração

A cogeração é um processo de produção combinada de energia térmica e energia

elétrica ou mecânica a partir da mesma fonte de energia primária. A co-geração é

definida como Combined Heat and Power (CHP) na língua inglesa (BRASIL, 2005).

37

Esta modalidade de geração resulta na redução de consumo de combustível quando

comparado a sistemas onde a produção de energia elétrica e térmica ocorrem de

forma independente, portanto obtém-se um maior aproveitamento da energia contida

na fonte, reduzindo consideravelmente os custos de produção da energia nas duas

formas citadas. A Figura 5 mostra de forma esquemática esse entendimento.

Figura 5 - Sistema de co-geração de energia

Fonte: BRASIL, 2005, p. 3.

Segundo Velho (2010) o ciclo Rankine (baseado em turbinas a vapor) é o que tem

maior custo de capital e o maior tempo de construção. Nesta modalidade, a

produção de energia elétrica ocorre por meio de um gerador que é acionado

diretamente pelo eixo da turbina, a qual é acionada pelo processo de expansão de

vapor de água superaquecido. O vapor que sai da turbina é logo condensado, num

processo de recuperação de calor, através do aquecimento de água, geralmente

num trocador do tipo casco e tubo. O produto da condensação a baixa pressão

(condensado) é bombeado à caldeira. Com o bombeamento, aumenta a pressão e,

na caldeira, recebe calor até chegar ao estado de vapor superaquecido

pressurizado, no qual retorna à entrada da turbina.

As plantas de co-geração mais comuns são concebidas com caldeira e turbina a

vapor, através do ciclo termodinâmico de Rankine. Na Figura 6 pode ser observado

o processo, onde o combustível, fonte de toda a energia produzida pela planta, é

utilizado numa caldeira para gerar vapor de alta pressão, que é levado a uma turbina

38

a vapor, que aciona o gerador elétrico. O vapor que sai da turbina contem elevada

temperatura e é utilizado para atender à demanda de energia térmica do

consumidor. Uma grande vantagem desta concepção é a flexibilidade quanto a

possibilidade de utilização de diferentes combustíveis, tais como gás, lenha, carvão,

bagaço de cana, cascas de arroz, óleo combustível, resíduos orgânicos em geral,

etc. O ciclo Brayton e o ciclo Rankine são as duas principais formas de co-geração.

(BRASIL, 2005).

Figura 6 - Co-geração com ciclo Rankine


O ciclo Brayton (aplicado em turbinas a gás) requer uma tecnologia mais sofisticada

em relação ao Rankine, devido à necessidade de manter a correta proporção de

pressurização do ar e o gás, entre outros fatores, para obter a máxima eficiência da

combustão. De forma similar ao ciclo anterior, a produção de energia elétrica ocorre

através de um gerador diretamente ligado ao eixo da turbina, a qual é acionada

através do processo de expansão dos gases produzidos na combustão da mistura

ar–gás. Os gases de exaustão da turbina acionam, por sua vez, o compressor que

fornece o ar comprimido para a combustão. Em turbinas estacionárias estes gases

passam por um trocador de calor onde se recupera o calor de rejeito para pré-

aquecer o ar na entrada da câmara de combustão (VELHO, 2010).

Segundo Iremescu e Lelea (2010) o projeto conceitual que apresenta mais eficiência

é o da turbina a gás associado a uma caldeira de recuperação além de apresentar

39

um baixo custo de manutenção. Na Figura 7 pode ser observado o processo onde o

combustível é queimado na câmara de combustão de uma turbina ou detonado nos

cilindros de um motor a pistões, que acionam mecanicamente por intermédio de um

eixo o gerador para produção de energia elétrica. Os gases de combustão, quentes,

rejeitados pelas máquinas (turbina ou motor) são então conduzidos a um

equipamento de recuperação do calor, que utiliza o calor sensível deste “sopro

quente” para gerar vapor ou aquecimento de agua dependendo da necessidade.

Figura 7 - Co-geração com turbina ou motor


Segundo Ferrão e Weber (2001) os sistemas de cogeração podem ser considerados

como menos prejudiciais ao meio ambiente pois apresentam uma eficiência elevada,

portanto menor quantidade de combustível é consumido, proporcionando níveis mais

baixos de emissão de substâncias nocivas.

A recuperação do calor gerado também é mais fácil em uma microturbina,

dispensando a necessidade de refrigeração com o uso de radiador, isto é, não é

como em motor ciclo Otto ou Diesel onde parte do calor é extraído pela água de

arrefecimento e parte pelos gases de combustão na turbina. Todo calor aproveitado

é extraído dos gases de exaustão. Além da maior facilidade por não demandar

componentes adicionais a qualidade é maior (SAKATSUME, 2004).

40

A eficiência da recuperação do calor da exaustão varia entre 42% e 76%. O calor

pode ser utilizado para o aquecimento de água, aplicações que requerem vapor a

baixa pressão ou combinados com equipamentos de condicionamento ambiental

chamados de chillers. A Figura 8 mostra o esquema de recuperação dos gases de

exaustão e o rendimento típico.

Figura 8 - Esquema de recuperação dos gases de exaustão e rendimento típico

Fonte: SAKATSUME, 2004, p. 49.

Comparadas com motores a diesel ou a gás, turbinas a gás apresentam uma

excelente confiabilidade, com elevado nível de disponibilidade operativa (95-96%) e

apresentam um baixo custo de manutenção (HUNT, 2008). A Figura 9 apresenta os

principais componentes de uma microturbina a gás natural.

41

Figura 9 - Principais componentes da microturbina a gás natural

Fonte: CAPSTONE, 2016.

42

4 METODOLOGIA

4.1 Elaboração do modelo

Neste capitulo é apresentada o detalhamento da elaboração do modelo utilizado

para análise econômica da micro e mini geração distribuída de energia elétrica a

partir de painéis fotovoltaicos e sistemas de cogeração por turbinas a gás natural em

diferentes cenários.

O modelo para análise econômica visa auxiliar o cliente/investidor no processo de

tomada de decisão a respeito de um dado investimento, e o emprego de técnicas

adequadas de modelagem é essencial para obtenção de resultados confiáveis.

A modelagem proposta baseou-se na técnica de Dinâmica de Sistemas (DS), que

possibilita a simulação, análise e discussão de problemas complexos e não lineares,

propiciando um alto grau de conhecimento da influência dos elementos que

compõem o sistema estudado, contribuindo favoravelmente para tomada de decisão.

A Dinâmica de Sistemas (DS) é uma metodologia que busca por meio do

mapeamento de estruturas de sistemas, examinar a inter-relação de suas forças,

vendo-as num contexto amplo e entendendo-as como parte de um processo. Por

intermédio da simulação, é possível compreender como o sistema em foco evolui no

tempo e como as mudanças em suas partes afetam o seu comportamento. A

modelagem utilizando dinâmica de sistemas propicia ao pesquisador avaliar

diferentes políticas e soluções para operação do sistema, avaliando o impacto de

decisões.

O modelo computacional foi elaborado utilizando o software VENSIM, da Ventana

Systems, Inc. (www.vensim.com). Trata-se de uma ferramenta de modelagem visual

que permite desenvolver, simular e analisar modelos de sistemas dinâmicos.

Fornece um modo simples de construir modelos de simulação a partir de diagramas

causais ou diagramas de fluxo.

43

4.2 Variáveis, Estoques e Fluxos

Na modelagem em dinâmica de sistemas, a construção dos diagramas envolve

utilização de variáveis, Estoque (Stocks) ou Nível, Fluxos e Taxas (BLUMBERGA et

al., 2011).

Variáveis - representam parâmetros que são usados no sistema, por exemplo: fatura

concessionaria = preço energia * energia consumida. Eventualmente uma variável

pode assumir um valor que é uma constante. Por exemplo, juros = 10%.

Estoques (retângulos) – Representam acumulações/desacumulações de algum

recurso (dinheiro, energia, etc). Estoques são variáveis especiais cujo valor (estado)

depende do que aconteceu no passado, a exemplo o VPL. A equação de transição

de um estoque no tempo T para o tempo T+dt é dada pela seguinte equação:

Estoque (T+dt) = Estoque (T) + Fluxo (dt) * dt. Normalmente o intervalo de tempo dt

é feito igual a 1 unidade de tempo (segundo, minuto, hora, dia, ano, etc.). A

simulação adotou como unidade de tempo um mês. Esta unidade de tempo é que

comanda todo o processo de simulação do modelo ao longo do tempo, isto é, o

sistema é mostrado na tela do computador de dt em dt unidades de tempo.

Fluxos (setas de traço duplo com duplo triangulo simétrico) - São as mudanças que

ocorrem nos estoques durante um período de tempo, como o fluxo de receitas

acolhidas ao longo do mês, amortização de um financiamento, perda mensal

proveniente degradação. Representam o transporte de recursos (energia, economia

mensal, parcela de financiamento, revitalização, etc) no sistema. Os fluxos são

vazões controladas por equações e por isto são representados por um ícone

parecido com "uma torneira sobre um cano". Este regulador conterá a "lógica", ou a

"regra de decisão", que ajusta o volume do Fluxo. Estas nuvens nas extremidades

de alguns Fluxos são fonte ou escape da estrutura, significam o infinito e definem as

fronteiras, os limites do modelo. Os fluxos são medidos em unidade de uma

grandeza qualquer (por exemplo: juros, perda) por unidade de tempo (mês, por

exemplo). Tais equações são do tipo: Juros = 10 [% / mês].

As principais variáveis de entrada utilizadas no modelo estão listadas na Tabela 5.

44

Tabela 5 - Principais variáveis de entrada utilizadas no modelo

Fonte: Elaborado pelo Autor, 2016.

Variável Nome usado no diagrama

Potência Instalada (kW) Potencia instalada

Investimento Kit Solar ou Cogeração (R$) Inv. Kit

Custo do Homem hora Custo H.h

Serviços de Instalação (R$) inst. Kit

Serviços de Adequação nas Instalações (R$) Serv. Adeq. Inst

Projeto (R$) Projeto

Lucro + BDI da instaladora (%) Lucro + BDI da instaladora

Taxa de Juros anual (%) Taxa juros anual

TMA (%) TMA

Inflação anual (%) Inflação anual

Reajuste % da tarifa de energia elétrica (em relação a inflação) Reajuste Energia

Reajuste % da tarifa de gás natural (em relação a inflação) Reajuste GN

Número de parcelas praticado no financiamento ou leasing numero parcelas

Vida Útil (meses)utilizado em model settings -

time bounds

Custo de Peças ou seguro (R$/mês) Custo peças

Custo de Manutenção mensal (R$/mês) Custo manutenção

Fator de Capacidade Fator Dapacidade

Fator de disponibilidade Fator Disponibilidade

Tx. de Perda Anual (%) - envelhecimento tx. perda anual

Perda nos Inversores/autotransformador (%) - somente em geração fotovoltaica

perda inv.

Perda posição de ajuste (%) - somente em geração fotovoltaica perda ajuste posição

Perda na Fiação (%) perda fiação

Perda de aquecimento na tubulação (%) – somente na cogeração perda calor tubulação

Preço Energia Concessionária (R$/kWh) - custo evitadoPreço inicila energia

concessionária

Preço do combustível (gás natural) para aplicação industrial (R$/m3) Preço GN industrial

Preço do combustível (gás natural) aplicação em cogeração (R$/m3)Preço Gás Natural Cogeração /

m3

Consumo específico inicial de Gás Natural / kWh gerado Consumo específico / kWh

Taxa de aumento de consumo de combustivel anual (%)Tx. Aumento consumo

combustivel mensal

45

4.3 Diagrama causal

Diagramas de laço causal são estruturas em forma de grafos, utilizados para

visualização de qualquer sistema, demonstrando as relações causa efeito e dos

tempos de espera presentes do sistema. A Figura 10 mostra o diagrama de ciclo

causal do modelo elaborado para análise econômica da micro e mini geração

distribuída com seus principais elementos e suas inter-relações.

Figura 10 - Diagrama causal do modelo


Potencia instalada

Custo kit

Invest. kit+

Serviçosde Inst.

kitServ. Adeq. Inst Projeto Custo kW

Investimento Inicial

Potencia c/Degradação Anual

Custo Combustivel

Custo Peças Custo Mensalcom parcelafinanciamento

Custo Manutenção

Indice Inflação

Reajuste Energia

Indice parareajuste

Função Pulso

mes reajusteinflação

Indice reaj.Energia

preço energia solar

+

+

+

+

+

+

Custo H.h

+

Potencia Dispon.Paineis

FatorCapacidade

perda mensal

tx. perda anual

potenciaDisponibilizada

perda inv. perda fiação perda ajusteposição

EnergiaDisponibilizada

Horas/mes fator dispon.

Economia Mensal

preço energiaconcessionaria

preço inicial energiaconcessionaria

Custo evitadoconcessionaria

Inflação anual

Inflação mensal

Taxa descontomensal

parcelafinanciamento

numeroparcelas

Taxa juros anual

Taxa juros einflação mensal

Tempo

Saldo devedor

-

Economia ValorPresente

VPL

Parcela financimentovalor presenteVPL com parcela

financiamentoTIR formulaTIR

Economiasem parcela

financiamento

TIR semfinanciamento

Fluxo Caixadescontadopelo TMA

Custocapital senão há

economia

TMAPayback

descontado

+ ++

+++ ++

+

+

+

+

+

+

+-

+

+

++

++

+

++

+

+

+ + +

+

+

+

+

+

++

+ +

+ +

+

+

+

+

+

+

++

+

+

+

+

+

+

+

+

+

--

-

-

-

-

++

+

-

+ +

Lucro + BDIinstalador

46

4.4 Diagrama de estoque e fluxo

No diagrama de estoque e fluxo a estrutura do sistema é representada

matematicamente, permitindo quantificar as relações de causa e efeito entre os

elementos do sistema.

O Apêndice A no final do documento apresenta a modelagem do diagrama de

estoque e fluxo do modelo no Vensim, propiciando a visualização dos principais

elementos que compõem análise econômica da micro e mini geração distribuída.

A modelagem propicia a obtenção da economia mensal (custo evitado) para

diferentes cenários. Após ser contabilizado cumulativamente as economias mensais

obtém-se o Valor Presente Líquido (VPL), Taxa Interna de Retorno (TIR) e Payback.

4.5 Análise de sensibilidade

Para avaliação de como um modelo reage a incertezas nos parâmetros, a

ferramenta de análise de sensibilidade do Vensim simula automaticamente o modelo

(por meio de métodos de simulação Monte Carlo) para variações aleatórias nos

valores de parâmetros escolhidos dentro de intervalos preestabelecidos. Consiste na

realização de diversas rodadas de simulações de um modelo cujas variáveis de

entrada seguem uma sequência de números aleatórios em uma distribuição de

probabilidade definida.

47

5 OBTENÇÃO DOS DADOS

Para se estabelecer a análise da viabilidade econômico-financeira do projeto é

necessário que se considere os fatores de potência instalada (kW), fator de

capacidade, energia média (kW médios), tarifa de energia praticado pela

concessionária (R$/kWh), valor total do investimento (R$), taxa de juros do

financiamento, número de parcelas do financiamento, TMA, vida útil e custo de

operação e manutenção (R$/kWh) entre outros.

Para desenvolvimento deste trabalho foram adotados dados baseados em outros

estudos, artigos, catálogos e principalmente cotações/esclarecimentos técnicos dos

fornecedores e instaladores, principalmente dos fornecedores SICES e CAPSTONE.

5.1 Equipamentos

5.1.1 Sistema fotovoltaico

Sistemas fotovoltaicos são sistemas modulares que propiciam grande flexibilidade

de potências instaladas.

Os estudos foram baseados em características técnicas e preços praticados pela

SICES BRASIL (2016) em abril 2016. Para realizar a simulação e obtenção de

resultados em diferentes potencias foi realizado estudo correlação preço – potência

sobre a tabela de preços disponibilizada de várias potências entre 5,2 kWp e 104

kWp e obteve-se a função preço em relação à potência com uma boa correlação.

A adoção de fórmula de preço em função da potência obtida pela correlação dos

diversos preços possibilitou a realização de um único modelo para sistema

fotovoltaico, propiciando a obtenção de resultados para qualquer potência entre 5,2

kWp e 104 kWp. A Tabela 6 apresenta as principais características dos kits dos

sistemas fotovoltaicos estudados.

48

Tabela 6 - Características técnicas e custos dos kits dos sistemas fotovoltaico


5.1.2 Microturbinas a gás

Adotaram-se simulações nas potências de 30 e 65kW em cogeração a GN por

serem potências disponíveis no mercado.

Os estudos foram baseados em características técnicas e cotações de microturbinas

Capstone, ICHP, HPNG, GC, INDPKG, UL (com recuperador de calor integrado).

Segundo o fabricante Capstone, trata-se de um sistema de energia robusto que

produz energia elétrica confiável e atinge emissões ultrabaixas através do uso do

combustível gás natural. Estas microturbinas são fornecidas em containers de

dimensões reduzidas propiciando a instalação em pequenos espaços livres.

A Tabela 7 apresenta as principais características da microturbina Capstone C30 e

C65.

10,4 kWp 52 kWp 104 kWpPainéis Canadian Solar 60 CELLS

260W P-SI (1º Lote Abril 2016)

40 painéis 200 painéis 400 painéis

Inversor ABB – TL -

OUTD Trifásico 1 inversor ABB

PVI-10.02 inversores ABB

TRIO-27.6 3 inversores ABB

PRO 33.0

Perfil metálico, String Box,

terminais, cabos, concectores,

1 Conjunto 1 Conjunto 1 Conjunto

Preço / kW Preço Kit / kW = 5.697,3 x Potência-0,067 (R² = 0,9204)

49

Tabela 7 - Características técnicas e custos das microturbinas

Fonte: CAPSTONE, 2016

Saída de Potência Elétrica 30kW 65kW

Voltagem 400 – 480 VAC 400 – 480 VAC

Serviço Elétrico 3 Fases, 4 fios 3 Fases, 4 fios

Frequência

50/60 Hz, Operação conectada à rede

10–60 Hz, Operação

isolada

50/60 Hz, Operação conectada à rede

10–60 Hz, Operação

isolada

Corrente de Saída Máxima

46A, operação conectada à rede

46A, operação isolada

100A, operação conectada à rede 100A, operação

isolada

Eficiência Elétrica LHV 26% 29%

Gás natural 30,7– 47,5 MJ/m3 30,7– 47,5 MJ/m3

Pressão de Entrada 379– 414 kPa 517– 552 kPa

Fluxo de Combustível HHV 457 MJ/h 888 MJ/h

Taxa Líquida de Calor LHV 13,8 MJ/kWh 12,4 MJ/kWh

Emissões de NOx @ 15% O2

< 8 mg/m3 < 8 mg/m3

Nox / Saída Elétrica e Térmica (5)(6)

0.22 g/bhp-h 0.06 g/bhp-h

Fluxo de Gás de Exaustão 0.31 kg/s 0.51 kg/s

Temperatura dos Gases de Exaustao

275°C 311°C

(Recuperação de Calor Contornado)

Largura x Profundidade x Altura

0.76 x 1.5 x 1.8 m 0.76 x 2.2 x 2.6 m

Peso – Modelo Conectado à

Rede 405 kg 1090 kg

Peso – Modelo de Modo

Duplo 578 kg 1450 kg

Preço R$ 8.393,05 / kW R$ 7.298,31 / kW

Características de Exaustão

Características do Combustível / Motor

Performance Elétrica

Dimensões, Peso, Custo

50

5.2 Energia elétrica disponibilizada

A energia elétrica disponível para consumo depende do fator de capacidade, fator de

envelhecimento anual, fator de disponibilidade, sombreamento, desvio de ajuste

azimutal e perdas no sistema (perda nos inversores/transformadores, perda na

fiação, perda por ajuste de posição, ...).

A simulação contempla a utilização total da energia gerada, ou seja, a demanda da

instalação é superior à geração mensal. A energia complementar necessária será

fornecida pelo sistema convencional (distribuidora de energia elétrica).

Para o fator de capacidade das plantas solares considerou-se o fator de 0,163 que é

o potencial médio disponível em Belo Horizonte. Na cogeração de 30kW o fator de

capacidade foi limitado em 50% e na de 65kW em 40% nos casos de alimentação

em baixa tensão pois usuários que demandam energia superior a 15.000 kWh/mês

geralmente são alimentados em alta tensão pois estas apresentam um custo de

tarifa mais atrativos (inferior aos praticados na baixa tensão). A energia elétrica

gerada na cogeração é função do fator de capacidade considerado, ou seja, teremos

diferenciação de energia para sistemas em baixa tensão dos de alta tensão.

A perda média nos inversores já com autotransformadores é de aproximadamente

4%, e a perda por ajuste de posição é de aproximadamente 2,5%, sendo estes

fatores aplicáveis somente em sistemas fotovoltaicos. Um bom projeto de instalação

é dimensionado para limitar as perdas na fiação em 2%. Para fator de

disponibilidade anual foi considerado ausência de produção de 1 dia/ano no sistema

fotovoltaico (364/365) e 5 dias/ano na cogeração (360/365). A vida útil dos

equipamentos informada pelos fabricantes é de 25 anos para sistemas fotovoltaicos

e de 15 anos para cogeração. A Tabela 8 apresenta os parâmetros considerados na

simulação e os valores de energia elétrica obtidos.

51

Tabela 8 - Parâmetros considerados e valores de energia elétrica obtidos


5.3 Energia térmica disponibilizada

A energia térmica (calor) será disponibilizada somente em cogeração e depende do

fator de capacidade considerado, fator de envelhecimento anual, fator de

disponibilidade e perdas no sistema (perda por transmissão do calor). O ideal é a

Solar 10,4kWp Solar 52kWp Solar 104kWp Cogeração 30kW Cogeração 65kW

Fator de Capacidade BT (AT)

0,163 0,163 0,1630,5 em BT (1 em AT)

0,4 em BT (1 e m AT)

Fator de envelhecimento anual

0,50% 0,50% 0,50% 0,50% 0,50%

Perda nos inversores / autotransf.

4% 4% 4% N.A. N.A.

Perda na Fiação 2% 2% 2% 2% 2%

Perda ajuste de posição 1% 1% 1% N.A. N.A.

Fator de disponibilidade99,73 %

(364/365)99,73 %

(364/365)99,73 %

(364/365)98,63 %

(360/365)98,63 %

(360/365)

Vida Útil considerada (*) 25 anos 25 anos 25 anos 15 anos 15 anos

Energia Inicial (kWh/mês)

1.131 5.659 11.31910.613

(21.256)18.396

(45.990)

Energia 60º mês (kWh/mês)

1.104 5.522 11.045 10.315 (20.710)

17.949 (44.873)


1.076 5.386 10.77210.099

(20.199)17.505

(43.764)


1.050 5.253 10.5949.850

(19.700)17.073

(42.684)


1.024 5.123 10.506 N.A. N.A.


999 4.996 9.993 N.A. N.A.

Consumo de GN

(m3/kWh)N.A. N.A. N.A. 0,37 0,37

52

instalação do sistema o mais próximo possível do ponto de demanda térmica. Os

estudos consideraram perda de calor na tubulação em 3% e taxa de aumento de

consumo de combustível em 1% ao ano. A Tabela 9 apresenta os parâmetros

considerados na simulação e os valores de energia térmica obtido.

Tabela 9 - Parâmetros considerados e valor de energia térmica obtido


A simulação contempla a utilização total do calor gerado, ou seja, a demanda da

instalação deverá ser superior à geração mensal. O calor complementar será

fornecido pelo sistema convencional (aquecedores de passagem).

5.4 Custo evitado de energia elétrica

Na geração distribuída, com estrutura de compensação de energia, o custo praticado

pela concessionária é um dos principais fatores que influenciam na avaliação

econômica pois a economia mensal é o custo evitado de energia elétrica que seria

necessário caso não houvesse o sistema de autoprodução. Os valores de tarifas

praticados dependem dos impostos praticados em cada estado, da concessionária e

grupo de tarifa.

Cogeração 30kW

Cogeração 65kW

Fator de Capacidade BT (AT)

0,5 em BT( 1 em AT )

0,4 em BT ( 1 em AT )

Fator de envelhecimento anual

0,50% 0,50%

Perda de calor tubulação

3% 3%

Energia Inicial (kWh/mês) - BT (AT)

19.011 (28.022)

32.953 (82.384)

Energia 60º mês (kWh/mês) - BT (AT)

18.550 (37.100)

32.153 (80.383)


18.091 (36.182)

31.359 (78.398)


17.645 (35.290)

30.584 (76.462)

Fator aumento consumo anual

1% 1%

53

Para clientes alimentados em alta tensão existem diferentes grupos de tarifas, A1 a

A4, dependendo no nível de tensão de fornecimento. Clientes alimentados em

13,8kV podem optar pela tarifa A4 Azul, na qual a tarifa de energia em horário de

ponta e fora de ponta são próximas, porém com um custo demanda contratada

praticado fora de ponta mais elevado que os da fora de ponta, A4 Verde com

demanda única porem custo de energia em horário de ponta mais elevado, e A4

convencional cuja tarifa em horário de ponta e fora de ponta é único, inclusive para

demanda.

O horário de ponta corresponde a 3 horas diárias consecutivas, com exceção de

sábado, domingo e feriados definidos por lei federal. Geralmente o intervalo é entre

18 e 21 h (19 às 22 h em horário de verão).

Os clientes comerciais e industriais de pequeno porte são alimentados em baixa

tensão (Grupo B). Nesta modalidade os custos praticados para energia em horário

de ponta e fora de ponta não possuem diferenciação e não há cobrança para a

demanda contratada. A Tabela 10 apresenta o valor de tarifa praticado pela CEMIG

para consumidores do Grupo B1 – Residencial e A4 (13,8kV). Para fins de custo

evitado deve-se considerar o preço de tarifa com impostos.

Tabela 10 - Tarifa praticada pela CEMIG aos consumidores B1 Residencial e A4

GRUPO B

SEGMENTO UNIDADE TARIFAS

RESOLUÇÃO Nº 2.076/2016

Tarifas com PASEP/COFINS e ICMS

(18%), EXCETO RESIDENCIAL (30%)

B1 - RESIDENCIAL R$/MWh 531,22 831,98121

A4 – 13,8kV – VERDE - DEMANDA ÚNICA R$/kW 9,06 11,94462

A4 – 13,8kV – VERDE - CONSUMO PONTA R$/MWh 1221,63 1610,58668

A4 – 13,8kV – VERDE - CONSUMO FORA PONTA R$/MWh 325,28 428,84641

Fonte: CEMIG, 2016.

54

5.5 Custo evitado de energia térmica (aplicável à cogeração)

Em sistemas de cogeração, o custo praticado pelas concessionárias de fornecimento

de combustível utilizado para aquecimento influencia significativamente no resultado

pois a economia mensal é o custo evitado de energia térmica que seria necessária

caso não houvesse o sistema de autoprodução em cogeração.

Para a simulação foi considerado o consumo de gás natural em aquecedores de

passagem pois este modelo é adotado com frequência em hotéis, motéis, edifícios

residenciais entre outros. O aquecedor BOSCH GWHO 525CTE apresenta um

consumo de 3,57 m3/h de gás natural (GN) para produção de 39,5 kW, ou seja,

apresenta um consumo de 0,0904 m3/kWh. A Tabela 11 apresenta os principais

dados do aquecedor GWHO 525CTE. A tarifa do combustível industrial apresenta

custo variável em função do consumo e as simulações consideram que o consumo

adicional de GN industrial para aquecimento via aquecedores de passagem será

apenas para complementação de energia térmica.

Tabela 11 - Dados do aquecedor de passagem GWHO 525CTE

Fonte: BOSCH, 2016.

55

Similarmente à energia elétrica, os valores de tarifas praticados dependem dos

impostos praticados em cada estado, da concessionária, grupo de tarifa e faixa de

consumo. A Tabela 12 apresenta a tarifa praticada pela GASMIG em consumidores

Industriais.

Tabela 12 - Tarifa praticada pela GASMIG para consumidores Industriais

Fonte: GASMIG, 2016.

O consumo evitado de gás natural para condição de capacidade máxima de uma

microturbina C65 é de aproximadamente 7.600 m3/mês (3.800 m3/quinzena) em

aquecimento de passagem, ou seja, uma tarifa de aproximadamente R$ 1,77/m3 de

56

gás natural. Para o caso da microturbina C30 o consumo evitado de gás natural para

condição de capacidade máxima é de aproximadamente 3.500 m3/mês (1.750

m3/quinzena), equivalente a R$ 2,03/m3.

Para fins de custo evitado deve-se considerar o preço de tarifa com impostos.

5.6 Custo de combustível (aplicável à cogeração)

Na cogeração, o custo do combustível é o principal fator que influencia na avaliação

econômica, pois, este parâmetro impacta diretamente no custo da energia gerada. O

valor da tarifa praticado depende do patamar de consumo e da concessionária

distribuidora. Na Tabela 13 é apresentado o valor praticado pela GASMIG em Belo

Horizonte para consumidores de cogeração. Para simulação deve-se considerar os

custos com impostos.

O consumo de gás natural para condição de capacidade máxima de uma

microturbina C65 é de aproximadamente 17.000 m3/mês. Para microturbina C30 o

consumo em capacidade máxima é de aproximadamente 7.700 m3/mês, ou seja,

ambas terão uma tarifa de aproximadamente R$ 1,55/m3 de gás natural mais um

termo fixo de disponibilidade no valor de R$ 298,29.

Tabela 13 - Preços praticado pela GASMIG em consumidores de cogeração

Fonte: GASMIG, 2016.

57

O consumo de combustível informado pelo fabricante é de 0,37 m3/kWh. As

simulações consideraram o aumento mensal de consumo de combustível a uma taxa

de 1% ao ano proveniente do envelhecimento dos componentes do sistema.

5.7 Prazo para implantação

O prazo previsto para implantação de um novo empreendimento impacta

diretamente no cronograma de desembolso dos investimentos e, por consequência,

no resultado da análise econômico-financeira. Para os casos de micro e minigeração

distribuída onde geralmente são adotadas concepções com utilização de kits

disponibilizados no mercado de fácil instalação, os prazos são muito baixos,

aproximadamente um mês. Para este estudo considerou-se que o pagamento do

investimento será após a instalação, portanto o tempo de instalação não foi

considerado no estudo financeiro.

5.8 Investimento inicial

O orçamento total de uma planta pode ser agrupado em custo do espaço de

instalação, do sistema de geração fotovoltaico ou cogeração (Kit), do projeto de

instalação, serviços de instalação, adequações da instalação (medição bidirecional,

quadros de paralelismo, cabos de energia, proteção ...), BDI (administração central,

transporte, custos comerciais, marketing, comissão vendas, impostos) e lucro da

integradora.

Considerou-se neste estudo que não será necessário aquisição de área para

instalação do sistema, pois será utilizado área disponível (telhado, lajes, ...). A

Tabela 14 apresenta os custos estimados para investimento em geração fotovoltaica

e em cogeração.

58

Tabela 14 - Custos estimados de investimento


5.9 Financiamentos

Para o setor de energia elétrica existem diversos bancos que propiciam

empréstimos. Estes financiamentos são adequados para os investimentos de longo

prazo de maturação e um elevado volume de investimento.

Para as simulações foi considerado o sistema PRICE (parcela mensal constante) a

uma taxa de juros real de 9,35% a.a. (sem inflação), equivalente a 17% a.a.

considerando a inflação de 7% a.a.

5.10 Custo Mensal

Critério Adotado Solar 10,4kWp Solar 52kWp Solar 104kWpCogeração

30kWCogeração 65kW

Investimento Kit (R$)

Planilha preços fornedores Kit

50.647,87 227.352,75 434.071,42 251.791,62 474.390,00

Custos Serviços Instalação Kit (R$)

3 profissionais x 4 dias de 8 horas / 10 kWp (R$35/Hh)

3.494,40 17.472,00 34.944,00 10.080,00 21.840,00

Custos Serviços Adequação Instalação (R$)

3 profissionais x 3 dias de 8 horas / 10 kWp + 2.000

4.620,80 15.104,00 28.208,00 9.580,00 18.380,00

Custo Projeto (R$)

1 projetista x 2 horas / kWp + 2.000

3.456,00 9.280,00 16.560,00 6.200,00 11.100,00

BDI + Lucro Fornecedor (R$)

30% para fins de Adm. Central, Comercial, Vendas, Impostos e Lucro

18.665,72 80.762,62 154.135,03 83.289,48 157.713,00

Investimento Inicial (R$)

80.884,79 349.971,37 667.918,45 360.941,10 683.423,00

Custo KW instalado (R$ / kW)

7.777,38 6.730,22 6.422,29 12.031,37 10.514,20

59

Após o sistema entrar em funcionamento há os custos mensais de manutenção,

peças de reposição ou seguro, pagamento da parcela de financiamento

(amortização e juros) e para o caso da cogeração adicionalmente o relativo ao

consumo de gás natural.

O custo de operação e manutenção (O&M) para o novo empreendimento deve ser

calculado tendo-se por base as características dos equipamentos, materiais de

consumo e mão-de-obra de manutenção. A realização rotineira de limpeza,

verificação dos principais componentes e manutenção apropriada é fundamental

para conservação dos equipamentos e assegurar o desempenho do sistema.

Os componentes possuem vida útil e com o tempo devem ser substituídos para

assegurar o desempenho do sistema, portanto é necessário que mensalmente seja

realizado uma reserva financeira ou pagamento de seguro para atender eventuais

demandas de substituição de peças.

Para os sistemas fotovoltaicos os custos de operação e manutenção mensais foram

estimados em 1% a.a. do investimento no equipamento (kit) + R$ 100,00 relativos ao

custo de visita mensal. Importante realizar reserva financeira mensal equivalente a

2% a.a. do investimento do equipamento para atender substituição de peças. Os

inversores são equipamentos eletrônicos que mesmo dotados de proteções

adequadas podem queimar, e a vida útil média é de aproximadamente 10 anos.

Na cogeração os custos de operação e manutenção mensais foram estimados em

1% a.a. do investimento no equipamento + R$ 100,00 relativo ao custo de visita

mensal. Importante realizar reserva financeira mensal equivalente a 4% a.a.do

investimento do equipamento para atender manutenção preditiva e substituição de

peças pois este sistema requer substituição periódica de peças de custo mais

elevado.

As parcelas de financiamento foram calculadas com amortização em 48 meses.

Complementarmente foi simulada a opção Leasing com número de parcelas

compatível com a vida útil simulada, ou seja, 300 parcelas em sistemas solares e

180 parcelas para cogeração, ambos a taxa informada no item 5.9.

60

As despesas com combustível (cogeração) consideraram os valores apresentados

no item 5.6.

Na Tabela 15 são apresentados os custos mensais estimados na geração

fotovoltaica e na cogeração.

Tabela 15 - Custos mensais estimados


5.11 Taxa mínima de atratividade

A taxa mínima de atratividade deverá corresponder a menor taxa de retorno que o

investidor estiver disposto a aceitar em um investimento de risco, para abrir mão de

um retorno certo, num investimento praticamente sem risco. Em investimentos em

infraestrutura do setor elétrico, principalmente pelas características de longo prazo,

segurança e estabilidade do fluxo de caixa, são admitidas TMA’s inferiores a

investimentos mais voláteis, apesar do risco inerente a projetos desta natureza.

Para o empreendimento do estudo de caso foi definida a TMA de 5% a.a. já

descontado o índice de inflação, equivalente a 12,35% a.a. incluindo a inflação

considerada de 7%. Esta TMA com inflação é similar a rentabilidade liquida

(descontado Imposto de Renda) oferecida atualmente pelos principais bancos nos

investimentos de CDB e fundos de baixo risco.

Solar 10,4 kWp Solar 52 kWp Solar 104 kWp30 kW

BT (AT)65 kW

BT (AT)

Combustível N.A N.A N.AR$ 6.323,69

(R$ 12.349,09)R$ 10.675,37

(R$ 26.240,98)Parcela de Financiamento

R$ 2.284,17 R$ 9.883,11 R$ 18.861,86 R$ 10.192,33 R$ 19.299,70

Parcela Leasing R$ 1.086,87 R$ 4.701,80 R$ 8.973,36 R$ 5.251,50 R$ 9.943,98

Manutenção R$ 142,21 R$ 289,46 R$ 461,73 R$ 309,83 R$ 495,33

Reposição peças (ou seguro)

R$ 84,41 R$ 378,92 R$ 723,45 R$ 839,31 R$ 1.581,30

TOTAL (fin. 48 meses)

R$ 2.510,79 R$ 10.551,49 R$ 20.047,04 R$ 17.665,16 (R$ 23.690,56)

R$ 32.051,70 (R$ 47.617,31)

TOTAL (leasing) R$ 1.313,49 R$ 5.370,18 R$ 10.158,54 R$ 12.724,33 (R$ 18.749,73)

R$ 22.695,98 (R$ 38.261,59)

61

5.12 Impostos

Para o investimento foi considerada a incidência de impostos (ICMS, PIS/COFINS,

ISS, IPI, ...). Considerou-se nas simulações o benefício de tributação de ICMS sobre

a energia injetada na rede, ou seja, apenas sobre a diferença positiva entre a

energia consumida e a energia injetada pelo micro e mini geradores. Assim, toma-se

como custo evitado o preço da energia praticada pela concessionária com impostos.

5.13 Economia mensal

A economia mensal é variável pois depende do valor presente da parcela de

financiamento, da quantidade de energia disponibilizada que é decrescente ao longo

do tempo devido a depreciação, reajuste anual de tarifa, etc.…. As simulações

consideraram as premissas descritas na Tabela 16.

Tabela 16 - Premissas iniciais do estudo financeiro


Parâmetro Valor Considerado

Preço Energia Concessionária (R$/kWh) - custo evitado em BT 0,83

Preço Energia Concessionária (R$/kWh) - custo evitado em ATfora de ponta / ponta - (A4-Verde)

0,43 / 1,61

Preço do combustível (gás natural) para aplicação industrial

(R$/m3) - 30 kW / 65 kW2,03 / 1,77

Preço do combustível (gás natural) para aplicação em

cogeração (R$/m3)1,55

Custo de disponibilidade combustível (R$/mês) 298,29

Taxa de Juros (%) anual 9,35

Taxa de Inflação (%) anual 7

Taxa de Atratividade Minima (%) anual 5

15 anos para cogeração

25 anos para fotovoltaica

48 parcelas para financiamento

Vida Útil para Leasing

Reajuste % da tarifa de energia elétrica (em relação à inflação) 0

Reajuste % da tarifa de gás natural (em relação à inflação) 0

Número Parcelas do Financiamento / Leasing

Vida Útil

62

6 SIMULAÇÃO E ANÁLISE DOS RESULTADOS

6.1 Introdução

A análise econômica se baseia na comparação do custo evitado da energia elétrica

fornecido pela concessionária e o custo evitado de gás natural em sistemas de

aquecimento com os investimentos iniciais ou financiamento, custos de O&M,

combustível e custo de capital quando o fluxo mensal não é positivo em aplicações

de geração distribuída para diferentes capacidades instaladas.

Para a análise de viabilidade do empreendimento foi adotado o método do fluxo de

caixa descontado e calculados o VPL, a TIR e o Payback. O objetivo principal é

detectar a viabilidade ou não de cada cenário e propor alternativas que propiciem a

melhoria dos resultados. A Tabela 17 mostra as alternativas simuladas.

O cálculo do VPL foi baseado na condição de financiamento em 48 meses e

alternativamente na vida útil, sem necessidade investimento inicial com capital

próprio para instalação do sistema. O fluxo de caixa quando negativo (custo evitado

de tarifa de energia elétrica inferior ao custo mensal) é ajustado pela TMA do

investidor já que haverá necessidade de aporte financeiro para o mesmo e o custo

do capital deverá ser considerado.

Para propiciar comparação com a TMA, o cálculo da TIR considerou investimento

com capital próprio (sem financiamento). Neste caso o fluxo de caixa foi descontado

pela inflação, portanto do valor de TIR obtido não considera a inflação. A

comparação de investimento em geração comparada a rentabilidade em

investimentos financeiros deverá incorporar a inflação pois os índices informados

nas tabelas de rentabilidade de investimentos não costumam apresentar índices

descontados da inflação.

O payback considerou fluxo de caixa descontado pela inflação incluindo a TMA,

propiciando desta forma uma avaliação de tempo para recuperar o investimento

realizado considerando que este investimento pode seria remunerado pela TMA

caso não fosse aportado na geração.

63

Tabela 17 - Alternativas simuladas


6.2 Resultados

O Gráfico 4 mostra a economia mensal (valor presente) de uma planta fotovoltaica

de 10,4 kWp financiada em 48 meses. O Gráfico 5 mostra a economia mensal para

esta mesma planta considerando adoção de leasing durante toda a vida útil do

equipamento, ou seja, 300 meses.

Alternativa FontePotência Instalada

Classe tensão

consumidor

Financia-mento

Valor Investimento

Cenário 1aPainel

Fotovoltáico10,4 kWp BT 48 meses R$ 80.884,79

Cenário 1bPainel

Fotovoltáico10,4 kWp BT

Leasing 300 meses

R$ 80.884,79

Cenário 2aPainel

Fotovoltáico52 kWp BT 48 meses R$ 349.971,45

Cenário 2bPainel

Fotovoltáico52 kWp BT

Leasing 300 meses

R$ 349.971,45

Cenário 3aPainel

Fotovoltáico104 kWp BT 48 meses R$ 667.918,45

Cenário 3bPainel

Fotovoltáico104 kWp BT

Leasing 300 meses

R$ 667.918,45

Cenário 4a Cogeração 30 kW BT 48 meses R$ 360.941,10

Cenário 4b Cogeração 30 kW BTLeasing 180

mesesR$ 360.941,10

Cenário 5a Cogeração 65 kW BT 48 meses R$ 683.423,00

Cenário 5b Cogeração 65 kW BTLeasing 180

mesesR$ 683.423,00

Cenário 6a Cogeração 30 kW AT 48 meses R$ 360.941,10

Cenário 6b Cogeração 30 kW ATLeasing 180

mesesR$ 360.941,10

Cenário 7a Cogeração 65 kW AT 48 meses R$ 683.423,00

Cenário 7b Cogeração 65 kW ATLeasing 180

mesesR$ 683.423,00

64


Pode-se observar que durante o período de financiamento (48 meses) a economia

mensal é inferior ao investimento mensal, portanto haverá necessidade de

desembolso financeiro durante o período de financiamento, sendo que os primeiros

meses demandam um desembolso inicial de aproximadamente R$1.571/mês.


Gráfico 4 - Economia mensal fotovoltaica 10,4kWp – Cenário 1a

Gráfico 5 - Economia mensal fotovoltaica 10,4kWp – Cenário 1b

65

Na opção Leasing após 84 meses (7anos) a economia mensal supera as despesas

mensais, e os primeiros meses demandam um desembolso inicial de

aproximadamente R$374,00/mês.

O Gráfico 6 apresenta a economia mensal (valor presente) obtida pela planta

fotovoltaica de 104kWp na condição leasing 300 meses.


Pode-se observar que após 24 meses da implantação já é possível obtenção de

resultados positivos de economia mensal, sendo que os primeiros meses demandam

um baixo desembolso em relação ao porte em questão (inferior a R$ 800,00/mês).

Foi avaliado o fluxo de caixa do investidor em função da vida útil estimada do

sistema, portanto 25 anos para sistema de geração fotovoltaica e de 15 anos para

cogeração. A Tabela 18 apresenta os resultados obtidos nas simulações.

Gráfico 6 - Economia mensal fotovoltaica 104kWp – Cenário 3b

66

Tabela 18 - Resultados financeiros obtidos nas simulações


Pode-se observar que em plantas fotovoltaicas a taxa interna de retorno melhora

com o aumento a potência instalada. O valor presente líquido na condição de

financiamento em 48 meses é superior ao da condição leasing pois há pagamento

de juros em menor período, porém o investidor deverá desembolsar um valor

superior nos primeiros anos para o pagamento do financiamento.

A cogeração em sistemas de baixa tensão, devido a utilização parcial do fator de

capacidade (somente 50% na planta de 30kW e 40% na planta de 65kW), não

apresentou resultados atrativos em comparação à fotovoltaica considerando o

investimento inicial. No cenário 5b (cogeração 65 kW BT em Leasing 180 meses)

apresentou VPL negativo, portanto não viável. Comprova-se também na cogeração

que em sistemas alimentados em baixa tensão recomenda-se adotar sistema de

30kW já que este apresenta resultados superiores ao do sistema de 65kW e

demandam um investimento relativo inferior. O resultado da cogeração utilizando

microturbina 65 kW pelo fato do custo evitado em aquecimento não ter

comportamento linear (tarifa praticada no GN industrial utilizado em aquecimento

possui preço por faixas de consumo), apresentou resultados inferiores em relação ao

sistema de 30kW. Para a cogeração em sistemas alimentados em alta tensão

(cenário 6a, 6b, 7a e 7b) em bandeira tarifária A4 (13,8 kV) Verde, trabalhando com

o fator de capacidade de 100%, os resultados foram atrativos em clientes que

demandam energia em horário de ponta. A simulação considerou custo evitado da

energia em R$ 0,43 / kWh em horário fora de ponta e R$ 1,61 / kWh em horário de

TIR (% a.a) 8,91 12,99 14,12 11,83 8,20 10,04 9,70

Payback (meses) 167 114 104 102 132 111 113

VPL (1) (R$) 65.456 603.652 1.314.147 228.021 148.987 141.372 236.922

VPL (2) (R$) 18.516 404.933 921.433 118.389 -61.908 36.179 38.415

Cogeração 30kW - AT

Cogeração 65kW - AT

TIR (%a.a) - Taxa interna de retorno acima da inflação

Payback considerando utilização de capital do empreendedor a uma taxa de desconto igual a TMA (5% a.a.)

VPL (1) – Considerando financiamento em 48 parcelas, acumulado em 15 anos para a cogeração e 25 anos para fotovoltaico.

Fotovoltaico 10,4kWp

Fotovoltaico 52 kWp

Cogeração 30kW - BT

Cogeração 65kW - BT

Fotovoltaico 104 kWp

VPL (2) – Considerando leasing durante toda a vida útil, acumulado em 15 anos para a cogeração e 25 anos para fotovoltaico.

67

ponta. Para o cálculo do payback foi realizada análise do fluxo de caixa descontado

pela TMA, considerando recursos financeiros totais do investidor, ou seja, sem

financiamento. O Gráfico 7 apresenta a curva do fluxo de caixa de uma planta

fotovoltaica de 10,4 kWp financiada em 48 meses (cenário 1a).

Gráfico 7 - Payback fotovoltaica 10,4 kWp


Pode-se constatar que o payback foi de 167 meses (em torno de 14 anos), cenário

que apresentou o período mais elevado.

Muitos revendedores e instaladores de sistema de autoprodução de energia

repassam informação de payback em 7 anos ou menos na fotovoltaica e 3 anos na

cogeração, pois consideram um fator de inflação energética elevado (utilizam

aumento da tarifa sem descontar inflação) e não consideram em seus cálculos a

TMA e alguns custos de O&M.

6.3 Sensibilidade do VPL (Tornado)

Para avaliação da sensibilidade do resultado do VPL em relação a variação dos

principais parâmetros foram geradas estimativas otimistas e pessimistas para cada

parâmetro, variando-os um a um em +10% e -10%, exceto o reajuste de energia e

68

combustível em relação à inflação que foi estabelecido em +1% e -1%. O resultado

do VPL considera financiamento do investimento em 48 meses. A Tabela 19

apresenta os resultados obtidos na geração fotovoltaica e a Tabela 20 os resultados

obtidos na cogeração.

Tabela 19 - VPL para estimativas otimistas e pessimistas na geração fotovoltaica


Para os sistemas fotovoltaicos observa-se uma alta sensibilidade ao custo de

energia (custo evitado) e reajuste de tarifa de energia. A inflação influenciou muito

pouco no VPL pois com aumento da inflação há aumento correspondente de tarifas

que aumentam o custo evitado. A TMA também influenciou pouco pois este

parâmetro é utilizado no VPL somente para custo capital, ou seja, em períodos em

que a economia mensal é inferior às despesas mensais (primeiros meses). A taxa de

juros, por incidir somente durante o período de financiamento (48 meses),

influenciou pouco no resultado do VPL.

Otimista Provável Pessimista Otimista Provável Pessimista

Custo Energia (R$/kWh) 0,913 0,830 0,747 98,191 65,455 28,158

FC 0,179 0,163 0,147 97,612 65,455 28,914

Reaj. Energia (% a.a) 1 0 -1 98,820 65,455 34,732

Investimento (kR$) 72,797 80,885 88,974 83,492 65,455 45,002

O&M (kR$) 0,204 0,227 0,249 74,082 65,455 56,563

TMA 4,5 5,0 5,5 69,731 65,455 60,647

Taxa de Juros (% a.a) 8,411 9,346 10,281 68,424 65,455 62,425

Inflação (% a.a) 6,3 7,0 7,7 66,053 65,455 64,861



Reaj. Energia (% a.a) 1 0 -1 759,647 603,6517 466,816

FC 0,179 0,163 0,147 744,917 603,6517 456,184

Investimento (kR$) 72,797 80,885 88,974 665,590 603,6517 537,143

O&M (kR$) 0,602 0,668 0,735 625,638 603,6517 581,531

Taxa de Juros (% a.a) 8,411 9,346 10,281 613,638 603,6517 593,542

TMA 4,5 5,0 5,5 612,487 603,6517 594,247

Inflação (% a.a) 6,3 7,0 7,7 606,799 603,6517 600,529


Reaj. Energia (% a.a) 1 0 -1 1623,944 1314,147 1043,269


FC 0,179 0,163 0,147 1591,593 1314,147 1027,036

Investimento (kR$) 72,797 80,885 88,974 1427,662 1314,147 1193,209

O&M (kR$) 1,067 1,185 1,304 1352,360 1314,147 1275,773

Taxa de Juros (% a.a) 8,411 9,346 10,281 1332,396 1314,147 1295,700

TMA 4,5 5,0 5,5 1328,343 1314,147 1299,156

Inflação (% a.a) 6,3 7,0 7,7 1320,524 1314,147 1307,824

VPL ( kR$ )

Cenário 2aFotovoltáica 52 kWp VPL ( kR$ )

Cenário 3aFotovoltáica 104 kWp VPL ( kR$ )

Cenário 1aFotovoltáica 10,4 kWp

69

Tabela 20 - VPL para estimativas otimistas e pessimistas na cogeração




Combustível (R$/m3) 1,404 1,56 1,716 354,841 228,021 91,937

FC 0,55 0,5 0,45 340,274 228,021 107,904

Reaj. Energia (% a.a) 1 0 -1 333,288 228,021 128,367

Investimento (kR$) 324,829 360,921 397,013 288,798 228,021 162,992

Reajuste Combustível (% a.a) -1 0 1 267,118 228,021 185,353

O&M (kR$) 1,034 1,149 1,264 251,511 228,021 204,235

Taxa de Juros (% a.a) 8,411 9,346 10,281 237,804 228,021 218,123

TMA (%) 4,5 5,0 5,5 235,116 228,021 220,536

Inflação (% a.a) 6,3 7,0 7,7 230,014 228,021 226,040


Custo Energia (R$/kWh) 0,913 0,83 0,747 466,876 148,987 -222,044

Combustível (R$/m3) 1,404 1,56 1,716 388,848 148,987 -124,182

FC 0,44 0,4 0,36 346,355 148,987 -73,245

Reaj. Energia (% a.a) 1 0 -1 343,716 148,987 -47,751

Investimento (kR$) 615,081 683,423 751,765 280,302 148,987 3,516


O&M (kR$) 1,869 2,077 2,284 196,363 148,987 100,271

TMA (%) 4,5 5,0 5,5 171,267 148,987 124,765

Taxa de Juros (% a.a) 8,411 9,346 10,281 170,397 148,987 127,205

Inflação (% a.a) 6,3 7,0 7,7 152,315 148,987 145,666


Combustível (R$/m3) 1,404 1,56 1,716 394,872 141,372 -167,513

Custo Energia (R$/kWh) 0,47 / 1,77 0,43 / 1,61 0,39 / 1,45 362,449 141,372 -125,476

Reaj. Energia (% a.a) 1 0 -1 279,434 141,372 4,465

FC 1 1 0,9 141,372 141,372 8,231


Investimento (kR$) 324,829 360,921 397,013 204,807 141,372 72,067

O&M (kR$) 1,034 1,149 1,264 165,691 141,372 116,578

TMA (%) 4,5 5,0 5,5 151,658 141,372 130,932

Taxa de Juros (% a.a) 8,411 9,346 10,281 149,559 141,372 132,640

Inflação (% a.a) 6,3 7,0 7,7 143,171 141,372 139,582


Combustível (R$/m3) 1,404 1,56 1,716 784,533 236,922 -441,615

Custo Energia (R$/kWh) 0,47 / 1,77 0,43 / 1,61 0,39 / 1,45 714,637 236,922 -350,534

Reaj. Energia (% a.a) 1 0 -1 536,393 236,922 -68,938


FC 1 1 0,9 236,922 236,922 21,245

Investimento (kR$) 615,081 683,423 751,765 357,970 236,922 103,806

O&M (kR$) 1,034 1,149 1,264 281,200 236,922 191,731

Taxa de Juros (% a.a) 8,411 9,346 10,281 256,589 236,922 216,934

TMA (%) 4,5 5,0 5,5 252,720 236,922 220,030

Inflação (% a.a) 6,3 7,0 7,7 240,256 236,922 233,597

Cenário 6aCogeração 30 kW - AT VPL ( kR$ )

Cenário 7aCogeração 65 kW - AT VPL ( kR$ )

Cenário 4aCogeração 30 kW - BT VPL ( kR$ )

Cenário 5aCogeração 65 kW - BT VPL ( kR$ )

70

O Gráfico 8 apresenta uma forma que facilita a visualização do comportamento da

variação do VPL frente as variações de cada parâmetro em uma planta fotovoltaica

de 104kV (cenário 3a). O Gráfico 9 apresenta o diagrama de tornado da cogeração

30 kW BT (cenário 4a).

Gráfico 8 - Diagrama de Tornado – Fotovoltaica 104 kWp (Cenário 3a)


Gráfico 9 - Diagrama de Tornado – Cogeração 30 kW (Cenário 4a)


71

A linha central corresponde ao VPL provável. Os gráficos de tornado para os outros

cenários encontram-se no Apêndice B.

Para a cogeração observa-se uma alta sensibilidade ao custo de energia (custo

evitado) e ao combustível. A inflação influenciou muito pouco no VPL pois com

aumento da inflação tem-se aumento correspondente de tarifas que aumentam o

custo evitado. A TMA também influenciou pouco pois este parâmetro é utilizado no

VPL somente para custo capital, ou seja, em períodos em que a economia mensal é

inferior às despesas mensais (primeiros meses). Observa-se que na cogeração, em

exceção a cenário 30 kW BT (cenário 4a), pequenos decréscimos na tarifa de

energia ou aumento do combustível inviabilizam o projeto (VPL < 0).

6.4 Análise de sensibilidade

Considerando a volatilidade de alguns parâmetros ao longo da vida útil do sistema,

foram avaliados o comportamento do VPL por meio do fluxo de caixa do investidor,

com realização de mil simulações no modelo, cujas variáveis de entrada seguiram

uma sequência de números aleatórios em uma distribuição de probabilidade

uniforme. Os resultados, com distribuição de probabilidade da variável, são

mostrados nos gráficos seguintes para índices de confiança de 50%, 75%, 95% e

100%.

6.4.1 Volatilidade da tarifa de energia elétrica (custo evitado)

A tarifa de energia praticada pela concessionária, que é responsável pelo custo

evitado, é o parâmetro que mais influência no resultado. Para avaliar o

comportamento em relação às instabilidades ao longo do tempo, considerou-se que

as tarifas poderão sofrer reajustes entre -1% e +1% em relação à inflação.

O Gráfico 10 mostra a volatilidade do VPL da planta fotovoltaica de 10,4 kWp

(cenário 1a), O Gráfico 11 mostra a volatilidade do VPL da cogeração 30 kW, em

consumidores BT, com fator de capacidade 0,5 (cenário 4a). O Gráfico 12 mostra a

volatilidade do VPL da cogeração 65 kW, em consumidores alimentados em AT, com

fator de capacidade 1 (cenário 7a).

72

Gráfico 10 - Volatilidade do VPL frente a variações nos reajustes de tarifa de energia elétrica entre -1 e 1% em uma planta fotovoltaica de 10,4 kWp


Gráfico 11 - Volatilidade do VPL frente a variações nos reajustes de tarifa de energia elétrica entre -1 e 1% em sistemas de cogeração 30kW BT, FC 0.5


current50% 75% 95% 100%

VPL100,000

50,000

0

-50,000

-100,0000 75 150 225 300

Time (Month)

current50% 75% 95% 100%

VPL400,000

200,000

0

-200,000

-400,0000 45 90 135 180

Time (Month)

73

Gráfico 12 - Volatilidade do VPL frente a variações nos reajustes de tarifa de energia elétrica entre -1 e 1% em sistemas de cogeração 65 kW AT, FC 1.0


Observa-se que para geração fotovoltaica e cogeração 30kW BT (cenário 4a) o VPL

é sempre positivo caso o índice de reajuste de tarifa de energia se mantenha em -

1% a.a. em relação a inflação. Para a cogeração 65 kW AT (cenário 7a) pode-se

afirmar com 75% de confiança que o VPL será positivo.

6.4.2 Volatilidade do aproveitamento energético da irradiação solar

O fator de capacidade da planta fotovoltaica é o parâmetro que influencia

significativamente na energia disponibilizada. O correto posicionamento dos módulos

fotovoltaicos e o sombreamento afetam o fator de capacidade. Para avaliar o

comportamento em relação às instabilidades ao longo do tempo, considerou-se que

o aproveitamento energético poderá sofrer variação de +2,5% e -2,5%. O Gráfico 13

mostra a volatilidade do VPL da planta fotovoltaica de 10,4 kWp frente a variações

do aproveitamento energético ao longo da vida útil do sistema.

current50% 75% 95% 100%

VPL600,000

300,000

0

-300,000

-600,0000 45 90 135 180

Time (Month)

74

Gráfico 13 - Volatilidade do VPL frente variações do fator de capacidade entre -2,5 e 2,5% em uma planta fotovoltaica de 10,4 kWp – Cenário1a


Importante avaliar o melhor posicionamento dos módulos fotovoltaicos (direciona-los

para face norte com inclinação que propicie o melhor aproveito da irradiação solar),

minimizando o sombreamento. Falha de projeto e/ou execução prejudicará a fator de

capacidade, consequentemente o desempenho econômico deste investimento.

6.4.3 Volatilidade do aproveitamento energético e tarifa de energia elétrica

Para avaliar o comportamento em relação às instabilidades ao longo do tempo,

considerou-se que o aproveitamento energético poderá sofrer variação de -2,5% e

2,5% simultaneamente aos reajustes de tarifas entre -1 e +1% em relação à inflação.

O Gráfico 14 mostra a volatilidade do VPL da planta fotovoltaica de 10,4 kWp

(Cenário 1a) frente a variações do aproveitamento energético e reajuste de tarifas ao

longo da via útil do sistema.

current50% 75% 95% 100%

VPL80,000

40,000

0

-40,000

-80,0000 75 150 225 300

Time (Month)

75

Gráfico 14 - Volatilidade do VPL frente a variações do aproveitamento energético de -2,5 a 2,5% e reajuste de tarifas de energia elétrica de -1 a 1% da planta fotovoltaica de 10,4 kWp – Cenário 1a


Pode-se constatar que a volatilidade conjunta dos parâmetros altera a amplitude de

faixa de resultados, mesmo assim mantendo VPL positivo mesmo para as piores

condições.

6.4.4 Variação da tarifa de combustível (gás natural)

A tarifa de combustível (gás natural) praticada pela concessionária é um parâmetro

que deve ser avaliado. Para avaliar o comportamento em relação as instabilidades

ao longo do tempo, considerou-se que as tarifas do gás natural poderão sofrer

reajustes entre -1 e +1% em relação à inflação. O Gráfico 15 mostra a volatilidade do

VPL da cogeração 30 kW, em consumidores BT, com fator de capacidade 0,5, frente

a variações da tarifa de combustível ao longo da via útil do sistema. O Gráfico 16

mostra a volatilidade do VPL da cogeração 65 kW, em consumidores AT, com fator

de capacidade 1, frente a variações da tarifa de combustível ao longo da vida útil do

sistema.

current50% 75% 95% 100%

VPL100,000

50,000

0

-50,000

-100,0000 75 150 225 300

Time (Month)

76

Gráfico 15 - Volatilidade do VPL na cogeração 30 kW BT trabalhando com fator de capacidade 0,5 frente a variações da tarifa de combustível ao longo da via útil do sistema – Cenário 4a


Gráfico 16 - Volatilidade do VPL na cogeração 65 kW AT trabalhando com fator de capacidade 1 frente a variações da tarifa de combustível ao longo da vida útil do sistema – Cenário 7a


current50% 75% 95% 100%

VPL400,000

200,000

0

-200,000

-400,0000 45 90 135 180

Time (Month)

current50% 75% 95% 100%

VPL600,000

300,000

0

-300,000

-600,0000 45 90 135 180

Time (Month)

77

Pode-se observar claramente que a cogeração AT apresenta uma grande

volatilidade frente a variações de tarifa de combustível quando comparada a

sistemas de cogeração em baixa tensão.

6.4.5 Volatilidade conjunta da tarifa do combustível e tarifa de energia elétrica

Para avaliar o comportamento em relação às instabilidades ao longo do tempo,

considerou-se que a tarifa de combustível poderá sofrer variação de -1% e 1% e

tarifas de energia elétrica também poderão sofrer reajustes entre -1% e 1%

independentemente uma da outra. O Gráfico 17 mostra a volatilidade do VPL da

cogeração 30 kW BT trabalhando com fator de capacidade 0,5 frente a variações

nos reajustes das tarifas de energia elétrica e combustível ao longo da vida útil do

sistema.

Gráfico 17 - Volatilidade do VPL da cogeração 30 kW BT trabalhando com fator de capacidade 0,5 frente a variações nos reajustes das tarifas de energia elétrica e combustível ao longo da vida útil do sistema – Cenário 4a


current50% 75% 95% 100%

VPL400,000

200,000

0

-200,000

-400,0000 45 90 135 180

Time (Month)

78

O Gráfico 18 mostra a volatilidade do VPL da cogeração 65 kW AT trabalhando com

fator de capacidade 1 frente a variações nos reajustes das tarifas de energia elétrica

e combustível ao longo da vida útil do sistema.

Gráfico 18 - Volatilidade do VPL da cogeração 65 kW AT trabalhando com fator de capacidade 1 frente a variações nos reajustes das tarifas de energia elétrica e combustível ao longo da vida útil do sistema – Cenário 7a


Pode-se constatar que a volatilidade conjunta dos parâmetros altera a amplitude de

faixa de resultados. Somente na cogeração 30 kW BT (cenário 4a e 4b) o VPL se

mantém positivo frente às volatilidades consideradas. Os resultados da cogeração

em AT apresentaram pequena probabilidade de VPL negativo na cogeração AT.

current50% 75% 95% 100%

VPL600,000

300,000

0

-300,000

-600,0000 45 90 135 180

Time (Month)

79

7 CONCLUSÕES

Este estudo apresentou avaliação da viabilidade econômica da micro e minigeração

distribuída de energia elétrica a partir de painéis fotovoltaicos e sistema de

cogeração a GN em diferentes cenários, com a adoção da modelagem DS e

discriminação detalhada das variáveis que compõem o sistema. Junto com a análise

de Monte Carlo possibilitou avaliação do comportamento do VPL perante a

volatilidade das variáveis.

Os resultados mostraram que investimentos na geração distribuída utilizando painéis

fotovoltaicos e sistemas de cogeração a GN em sistemas de BT e AT 13,8kV (A-4

Verde) apresentam resultados atrativos em alguns cenários, principalmente em

casos onde é propiciado isenção de tributação do ICMS sobre a energia

compensada.

Devido à alta sensibilidade ao preço de tarifa de energia elétrica, fator de

capacidade e custo do combustível é necessário um estudo rigoroso das condições

de demanda requeridos para propiciar a escolha correta do sistema a ser instalado.

A retirada do benefício de isenção da tarifação de ICMS sobre a energia injetada na

rede poderá inviabilizar alguns cenários e o resultado dependerá do percentual

injetado no sistema, ou seja, do perfil de consumo de cada cliente.

São necessárias medidas governamentais para incentivo deste setor, pelas

vantagens que este tipo de geração apresenta, lembrando que além de contribuir

com o meio ambiente pode ser integrada à arquitetura das edificações. Assim,

tornam-se necessárias mudanças nas políticas e diretrizes definidas pelo Conselho

Nacional de Política Energética, que possui dentre suas atribuições, a função de

promover a atração de investimentos na produção de energia e a utilização de

fontes renováveis de energia.

Em resumo, para a viabilização na geração elétrica fotovoltaica e sistemas de

cogeração a gás natural, e atração de investimentos no setor, se torna necessária e

urgente a otimização na concepção dos sistemas (adequação das instalações para

recepção da geração distribuída), incentivos governamentais (principalmente quanto

80

a impostos), busca de eficiência para redução dos custos de O&M e melhoria nas

condições de financiamento (redução das taxas de juros) praticadas.

81

REFERÊNCIAS

AFONSO, J; MATOS, M. Termômetro tributário brasileiro. Disponível em: <http://www.impostometro.com.br/noticias/arrecadacao-cresce-e-deve-levar-carga-tributaria-a-recorde-de-365-do-pib>. Acesso em: 03 abr. 2016. AGÊNCIA NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICA. Atlas de energia elétrica do Brasil. 3. ed. Brasília: ANEEL, 2008. 236 p. Disponível em: <http://www2.aneel.gov.br/arquivos/PDF/atlas3ed.pdf>. Acesso em: 29 maio 2016. AGÊNCIA NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICA. Atlas de energia elétrica do Brasil: Capitulo 2: Consumo. Brasília: ANEEL, 2009. 48 p. Disponível em: <http://www2.aneel.gov.br/arquivos/pdf/atlas_par1_cap2.pdf>. Acesso em: 29 maio 2016. AGÊNCIA NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICA. Resolução normativa No 482, de 17 de abril de 2012. Brasília: ANEEL, 2012. 12 p. Disponível em: <http://www2.aneel.gov.br/cedoc/ren2012482.pdf>. Acesso em: 29 maio 2016. AGÊNCIA NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICA. Micro e minigeração distribuída: Sistema de Compensação de Energia Elétrica. Brasília: ANEEL, 2014. 28 p. (Cadernos Temáticos ANEEL). Disponível em: <http://www2.aneel.gov.br/biblioteca/downloads/livros/caderno-tematico-microeminigeracao.pdf>. Acesso em: 29 maio 2016. AGÊNCIA NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICA. Resolução normativa No 687, de 24 de novembro de 2015. Brasília: ANEEL, 2015a. 26 p. Disponível em: <http://www2.aneel.gov.br/cedoc/ren2015687.pdf>. Acesso em: 29 maio 2016. AGÊNCIA NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICA. Acesso ao sistema de distribuição: Modulo 3. Brasília: ANEEL, 2015b. 92 p. (Procedimentos de distribuição). Disponível em: <http://www2.aneel.gov.br/arquivos/PDF/M%C3%B3dulo3_Revisao_6%20-%20LIMPO.pdf>. Acesso em: 12 fev, 2016. BANCO CENTRAL DO BRASIL. Definição e histórico. Brasil: BCB, 2012. Disponível em: <http://www.bcb.gov.br/?COPOMHIST>. Acesso em 13 jan. 2016. BANCO CENTRAL DO BRASIL. FOCUS: relatório de mercado. Brasil: BCB, 2016. Disponível em: <http://www.bcb.gov.br/pec/GCI/PORT/readout/R20160603.pdf>. Acesso em 09 jun. 2016

82

BEJAN, A; TSATSARONIS, G; MORAN, M. Thermal design and optimization. New York, 1996. 543 p. BLUE SOL. Introdução a sistemas de energia fotovoltaica. São Paulo, 2016. 114 p. Disponível em: <http://www.blue-sol.com/energia-solar/wp-content/uploads/2014/04/introducao.pdf>. Acesso: em 12 maio 2016. BLUMBERGA, D. et al. System dynamic analysis for development of renewable Energy resources in country. Norway, 2011. 19 p. Disponível em: <http://www.systemdynamics.org/conferences/2011/proceed/papers/P1225.pdf>. Acesso em: 06 jul. 2016. BOSH. Catalogo: GWHO 525CTE. Disponível em <http://www.bosch.com.br/br/termotecnologia/produtos/produto.asp?id=207>. Acesso em: 26 jan. 2016. BRANKER, K; PATHAK, M.J.M; PEARCE, J. M. A Review of Solar Photovoltaic Levelized Cost of Electricity. Renewable and sustainable energy reviews, v. 15, p. 4470-4482, 2011. Disponível em: <http://qspace.library.queensu.ca/jspui/bitstream/1974/6879/1/LCOE%20of%20PV%20pre-print.pdf>. Acesso em: 03 abr. 2016. BRASIL, N. Apostila co-geração. Rio de Janeiro, 2005. 76p. Disponível em: <http://media.wix.com/ugd/22636f_adf76b23bd8e4f1a8332b9e6819a7bf5.pdf>. Acesso em: 20 jan. 2016. CANTEIRO, M. Estudo de caso: Analise econômica da utilização do gás natural em sistemas de cogeração aplicados a instalações prediais comerciais e residenciais via dinâmica de sistemas. Campo Grande, 2008. 107 p. Disponível em: <http://repositorio.cbc.ufms.br:8080/jspui/bitstream/123456789/652/1/Marcia%20Ferreira%20Cristaldo%20Canteiro.pdf>. Acesso em: 12 dez. 2014. CAPSTONE. Proposta No C. 1006/2016. ([email protected]). RES: Cogeração - cotação C65 com recuperador de calor. Mensagem recebida por [email protected] em 02 maio 2016. CASAROTTO FILHO, N.; KOPITTKE, B. Análise de investimentos. 10. ed. São Paulo: Atlas, 2007. 468 p.

83

CHANDEL, M. et al. Techno-economic analysis of solar photovoltaic power plant for garment zone of Jaipur city. Elsevier, Índia, 2014. p. 7. Disponível em: <http://www.sciencedirect.com/science/article/pii/S2214157X13000117>. Acesso em: 20 jul. 2016. COMPANHIA DE GÁS DE MINAS GERAIS. Tarifas. Belo Horizonte. Disponível em <http://www.gasmig.com.br/Tarifa/Tarifa.aspx> Acesso em: 14 jun. 2016. COMPANHIA ENERGÉTICA DE MINAS GERAIS. Tarifas de fornecimento CEMIG. Disponível em: <http://www.cemig.com.br/pt-br/atendimento/corporativo/Paginas/tarifas.aspx> Acesso em: 12 jun. 2016. CONSELHO NACIONAL DE POLÍTICA FAZENDÁRIA. Convênio ICMS No 6, de 05 de abril de 2013. Brasil: CONFAZ, 2013. Disponível em: <https://www.confaz.fazenda.gov.br/legislacao/convenios/2013/cv006_13>. Acesso em: 22 nov. 2015. CUCCHIELLA, F; ADOMO, I; ROSA, P. Industrial photovoltaic systems: an economic analysis in non-subsidized electricity markets. Energies, p. 12865–12880, 2015. Disponível em: <www.mdpi.com/1996-1073/8/11/12350/pdf>. Acesso em: 10 jun. 2016. EMPRESA DE PESQUISA ENERGÉTICA. DEA 19/14: Inserção da geração fotovoltaica distribuída no Brasil: Condicionantes e Impactos, Rio de Janeiro, 2014. 60 p. (Nota Técnica). Disponível em: <http://www.epe.gov.br/mercado/Documents/S%C3%A9rie%20Estudos%20de%20Energia/DEA%2019%20-%20%20Inser%C3%A7%C3%A3o%20da%20Gera%C3%A7%C3%A3o%20Fotovoltaica%20Distribu%C3%ADda%20no%20Brasil%20-%20Condicionantes%20e%20Impactos%20VF%20%20(Revisada).pdf>. Acesso em: 15 jan. 2016 EMPRESA DE PESQUISA ENERGÉTICA. DEA 03/15: Projeção da demanda de energia elétrica para os próximos 10 anos (2015-2024). Rio de Janeiro, 2015a. 78 p. (Nota Técnica). Disponível em: <http://www.epe.gov.br/mercado/Documents/DEA%2003-2015-%20Proje%C3%A7%C3%B5es%20da%20Demanda%20de%20Energia%20El%C3%A9trica%202015-2024.pdf>. Acesso em: 15 jan. 2016. EMPRESA DE PESQUISA ENERGÉTICA. DEA 12/15: Projeção da demanda de energia elétrica para os próximos 5 anos (2016-2020). Rio de Janeiro, 2015b. 88 p. (Nota Técnica). Disponível em: <http://www.epe.gov.br/mercado/Documents/S%C3%A9rie%20Estudos%20de%20E

84

nergia/DEA%2019-15%20-%20Proje%C3%A7%C3%B5es%20da%20Demanda%20de%20Energia%20El%C3%A9trica%202016-2020.pdf>. Acesso em: 25 mar. 2016. FADIGAS, E. Energia solar fotovoltaica: Fundamentos, Conversão e Viabilidade técnico-econômica. São Paulo, 92p. Disponível em: <http://disciplinas.stoa.usp.br/pluginfile.php/56337/mod_resource/content/2/Apostila_solar.pdf>. Acesso em: 25 abr. 2016. FERRÃO, P; WEBER, F. Cogeração: Uma abordagem socioeconômica. Florianópolis, 7 p. Disponível em: <http://www.abenge.org.br/CobengeAnteriores/2001/trabalhos/GDR007.pdf>. Acesso em: 12 abr. 2016. FERREIRA NETO, A; CORRÊA, W; PEROBELLI, F. Consumo de energia e crescimento econômico: uma análise do Brasil no período 1970-2009. Análise Econômica, Porto Alegre, v. 34, n. 65, p. 181-204, mar. 2016., Disponível em: <http://seer.ufrgs.br/index.php/AnaliseEconomica/article/view/44622/36642>. Acesso em: 02 set. 2016 HUNT, J. Gas turbine CHP O&M in practice experience from the UK, Canada, Sweden and Germany. 2008. Disponível em: <http://www.decentralized-energy.com/articles/print/volume-9/issue-2/features/gas-turbine-chp-oampm-in-practice-experience-from-the-uk-canada-sweden-and-germany.html>. Acesso em: 19 abr. 2016. INSTITUTO BRAUDEL DE ECONOMIA MUNDIAL. Inflação, juros e taxa de cambio. Brasil, 2011. Disponível em: <http://www.brasil-economia-governo.org.br/2011/04/18/a-taxa-de-juros-e-a-principal-causa-dos-desequilibrios-macroeconomicos-do-brasil-e-ainda-o-copom-pode-ser-substituido-por-um-computador/>. Acesso em: 20 nov. 2015. IRIMESCU, A; LELEA, D. Thermodynamic Analisys of gas turbine powered cogeneration systems. Jounal of sciencific & industrial reserch, v. 69, p. 548-553, 2010. Disponível em: <http://nopr.niscair.res.in/bitstream/123456789/9859/1/JSIR%2069(7)%20548553.pdf>. Acesso em: 20 maio 2016. GARCIA, J. M. Theory and practical exercises of system dynamics. Barcelona, 2009. 294 p.

85

GOH, H. H. et al. Renewable energy project: project management, challenges and risks. Renewable and sustainable energy reviews, Malasia, v. 38, p. 917-932, 2014. Disponível em: <http://www.sciencedirect.com/science/article/pii/S1364032114005309>. Acesso em: 29 abr. 2016 LUNELLI, R. Análise de investimentos. Disponível em <http://www.portaldecontabilidade.com.br/tematicas/analiseinvestimentos.html>. Acesso em: 05 jun. 2016 MINAS GERAIS. Secretaria de Estado de Fazenda. Lei no 20.824: de 31 de julho de 2013. Brasilia: SEFAZ, 2013. Disponível em: <http://www.fazenda.mg.gov.br/empresas/legislacao_tributaria/leis/2013/l20824_2013.htm>. Acesso em: 20 abr. 2016 NAKABAYASHI, R. Microgeração fotovoltaica no Brasil: Condições atuais e perspectivas futuras. 2015. 107 f. Dissertação (Mestrado em Ciências) – Instituto de Energia e Ambiente da Universidade de São Paulo, São Paulo, 2015. Disponível em: <http://www.iee.usp.br/lsf/sites/default/files/Dissertacao_Rennyo_vfinal.pdf>. Acesso em: 20 nov. 2015 PAPADOUPOLUS, D; MALTAS, E. Design, operation and economic analysis of autonomous hybrid PV-Diesel power systems incluiding battery storage. Journal of ELECTRICAL ENGINEERING, vol. 61, n. 1, 2010, 3–10. Disponível em: < http://iris.elf.stuba.sk/JEEEC/data/pdf/1_110-01.pdf>. Acesso em: 13 abr. 2016. PORTAL BRASILEIRO DE ENERGIAS RENOVÁVEIS. Fonte de energia renovável, Brasil. Disponível em: <http://www.energiarenovavel.org/index.php?option=com_content&task=view&id=17&Itemid=306>. Acesso em: 05 jun. 2016. RUTHER, R. Edifícios solares fotovoltaicos. 1. ed. Florianópolis: UFSC / LABSOLAR, 2004. 1180 p. ROSS, S. A. et al. Administração financeira. 10. ed. São Paulo: Atlas, 2010. 1222 p. SAIF et al. Multi-Criteria design of a grid connected PV-wind-battery hybrid power system with stochastic supply. Disponível em: <https://www.researchgate.net/publication/260210151_Multi-criteria_Design_of_a_Grid_Connected_PV-Wind-Battery_Hybrid_Power_System_with_Stochastic_Supply>. Acesso em: 29 abr. 2016.

86

SAKATSUME, F. Uso de cogeração no setor residencial: A aplicação de mini e micro-geradores a gás natural. 2004. 308 f. Dissertação (Mestrado em Ciências e Planejamento Energético) – Universidade Federal do Rio de Janeiro, Rio de Janeiro, 2004. Disponível em: <http://www.ppe.ufrj.br/ppe/production/tesis/sakatsume.pdf>. Acesso em: 21 dez. 2015. SANTOS, I. Desenvolvimento de ferramenta de apoio à decisão em projetos de integração solar fotovoltaica à arquitetura. 2013. 276 f. Tese (Doudorado em Engenharia Civil) – Universidade Federal de Santa Catarina, Florianópolis, 2013. Disponível em: <http://fotovoltaica.ufsc.br/Teses/Tese_IsisPortolanDosSantos.pdf>. Acesso em:14 jul. 2016. SICES BRASIL. Tabela Clientes Abril-16. ([email protected]). Assunto: Tabela de preço Abril 2016. Mensagem recebida por [email protected] em 01 abril 2016. SMOLEN, S; BUDNIK-RODZ, M. Economical analysis of energy conversion and use by cogeneration systems with microturbines. In: INTERNATIONAL CONFERENCE ON HEAT TRANSFER, THERMAL ENGINEERING AND ENVIRONMENT, 3., 2005, Corfu, Greece. Proceedings…Corfu, Greece: IASME/WSEAS, 2005 p. 373-376. Disponível em: <http://www.wseas.us/e-library/conferences/2005corfu/c2/papers/530-132.pdf>. Acesso em: 12 maio 2016. VELHO, I. Sistemas de produção simultânea de calor, frio e eletricidade. 2010. 16 p. Relatório. Departamento de Engenharia Mecânica, Pontifícia Universidade Católica do Rio de Janeiro, Rio de Janeiro, 2010. Disponível em: <http://www.puc-rio.br/pibic/relatorio_resumo2010/relatorios/ctc/mec/MEC-Igor%20Magalh%C3%A3es%20de%20Oliveira%20Velho.pdf>. Acesso em: 12 fev. 2016. VENTANA SYSTEMS, Inc. Disponível em: <http://vensim.com/vensim-software/#ple>. Acesso em: 20 out. 2015. WANDERLEY, A; Campos, A. Perspectivas de inserção da energia solar fotovoltaica no Rio Grande do Norte. HOLOS, Rio Grande do Norte, ano 29, v. 3, p. 3-14, 2013. Disponível em: <www2.ifrn.edu.br/ojs/index.php/HOLOS/article/download/1493/677>. Acesso em: 06 jul. 2016. WESTNER, G; MADLENER, R. Development of cogeneration in Germany: A dynamic portfolio analysis based on the new regulatory framework. 2010. FCN Working Paper No. 4/2009, nov. 2009, rev. mar. 2010 - E.ON Energy Research Center, Germany, 2010. 36 p. Disponível em: <https://www.eonerc.rwth-

mailto:[email protected]

87

aachen.de/global/show_document.asp?id=aaaaaaaaaagvuxs>. Acesso em: 12 fev. 2016. XAVIER, G. A. et al. Simulation of distributed generation with photovoltaic microgrids: Case study in Brasil. Minas Gerais, 2015. Energies, v. 8, p. 4003-4023. Disponível em: <file:///C:/Users/baggiofr/Downloads/energies-08-04003.pdf>. Acesso em: 10 jul. 2016. ZOMMER, C. Geração solar fotovoltaica integrada a uma edificação inserida em meio urbano e conectada à rede elétrica. 2010. 155 f. Dissertação (Mestrado em Engenharia Civil) – Universidade Federal de Santa Catarina, Florianópolis, 2010. Disponível em: <http://livros01.livrosgratis.com.br/cp151102.pdf>. Acessado em: 12 jan. 2016.

88

APÊNDICE A – Diagrama de estoque e fluxo do modelo

CustoCombustivel

Custo Peças

Custo Manutenção

Custo Mensalcom parcela

Potência InstaladaInicial (kW)

InvestimentoInicial

Numerode

parcelas

Fator deCapacidade

PotênciaDisponibilizada

Paineis

Horas / mes

EnergiaDisponibilizada

Preço EnergiaSolar

Preço EnergiaConcessionária

Custo Evitadoda

Concessionaria

EconomiaMensal

SaldoDevedorEntrada

ParcelaFinanciamento

<ParcelaFinanciamento>

Potência comDegradação

Anual

Tx. Perda Anual

Revitalização Perda Mensal

Custo H.h

Custo KIT /kW

Serviço Adeq.Inst.

Serviço Inst.KIT

Invest. KIT

Custo do kW

Projeto

VPL

Economia ValorPresente

Tempo

Taxa DescontoMensal Inflação

Tx Juros einflaçãomensal


PerdaInversores

Perda Fiação

Perda AjustePosição

TaxaJurosanual

FatorDisponibilidade

<InvestimentoInicial>VPL com parcela

Periodo FiscalTempo do

investimento inicial

mes reajusteindice para

reajuste

funçao pulso

Inflação anual

Indice Inflação

Inflação mensal

Reajuste Energia

Indice ReajusteEnergia

Preço Inicial EnergiaConcessionária

Lucro + BDIinstaladora

TMA

Custo Capital se nãohá economica

Economia semparcela

Tir formula capitaltotal investidor

<InvestimentoInicial>

TIR projeto semfinanciamento

Fluxo Caixa descontadopela TMA

PaybackPeriodoPayback

Economia Valor Presente

2,000

1,000

0

-1,000

-2,000

0 30 60 90 120 150 180 210 240 270 300Time (Month)

Economia Valor Presente : current R$

89

Custo comCombustivel

Custo Peças

Custo Manutenção

Custo Mensalcom parcela

Potência InstaladaInicial (kW)

InvestimentoInicial

Numerode

parcelas

Fator deCapacidade


Gerador

Horas / mes

Energia EléticaDisponibilizada

Fora Ponta

Preço EnergiaCogeração

EnergiaConsumida

Preço EnergiaConcessionária

Fora Ponta

FaturaConcessionáriasem cogeração

ECONOMIAMENSAL

SaldoDevedorEntrada

ParcelaFinanciamento

<ParcelaFinanciamento>

Potência comDegradação

Anual

Tx. Perda Anual

Revitalização Perda Mensal

ECONOMIA MENSAL

2,000

0

-2,000

0 18 36 54 72 90 108 126 144 162 180Time (Month)

ECONOMIA MENSAL : current R$

Custo H.h

Custo KIT /kW

Serviço Adeq.Inst.

Servisão Inst.KIT

Invest. KIT

Custo do kW

Projeto

VPLEconomia Valor

Presente

Tempo

Taxa DescontoMensal Inflação

Tx Juros einflaçãomensal


Perda Fiação

TaxaJurosanual

FatorDisponibilidade

<InvestimentoInicial>VPL com parcela

Periodo FiscalTempo do

investimento inicial

mes reajusteinflação

indice parareajuste

funçao pulso

Inflação anual

Indice Inflação

Inflação mensal

Reajuste Energia

Indice ReajusteEnergia

Preço InicialEnergia

ConcessionáriaFora Ponta

Consumoespecifico /

kWh

Preço Gás NaturalCogeração/m3

Custo Fixo GNdisponibilidade

Consumo MensalGN (m3)

Tx Aumento consumocombustivel mensal

<Tempo>

CalorDisponibilizado

Consumo sistaquec

convencional

Custo aquecimentoconvencional

Preço GNindustrial

ReajusteGN

Indice ReajusteGás Natural

Pay-Back

EnergiaTermica

Disponibilizada

Perda calortubulação

Lucro + BDIinstaladora

TMA

Custo Capital se nãohá economia

Economia semparcela

Tir formula capitaltotal investidor

Tir projeto semfinanciamento

Preço EnergiaConcessionaria

Ponta

Preço InicialEnergia

Concessionaria Ponta

Horas / mes Ponta

Horas/mesFora Ponta

EnergiaElétrica

DisponibilizadaPonta

90

APÊNDICE B – Diagramas de Tornado Diagrama de Tornado – Fotovoltaica 10,4 kWp – Cenário 1a


Diagrama de Tornado – Fotovoltaica 52 kWp – Cenário 2a


91

Diagrama de Tornado - Cogeração 65 kW em BT – Cenário 5a

Diagrama de Tornado - Cogeração 30 kW em AT – Cenário 6a

92

Diagrama de Tornado – Cogeração 65 kW em AT – Cenário 7a

93

APÊNDICE C – Programa

"Aux Pay-Back"=-Investimento Inicial+Parcela Financiamento+Economia Valor Presente Units: R$ Custo Capital se não há economica=IF THEN ELSE(VPL<0,(((1+((TMA)/100))^(1/12))-1)*VPL,0) Units: R$ Custo Combustivel=0*"Potência Instalada Inicial (kW)"*Indice Inflação Units: R$/Month Custo do kW=("Invest. KIT"+"Serviço Adeq. Inst."+"Serviço Inst. KIT"+Projeto)*(1+("Lucro + BDI instaladora" /100))/"Potência Instalada Inicial (kW)" Units: R$/kW Custo Evitado da Concessionaria=Energia Disponibilizada*Preço Energia Concessionária Units: R$ "Custo H.h"=35 Units: R$ "Custo KIT / kW"=5697.3*"Potência Instalada Inicial (kW)"^-0.067 Units: R$/kW Custo Manutenção=("Invest. KIT"*(1/100)/12+100)*Indice Inflação Units: R$/Month Custo Mensal com parcela=Custo Combustivel+Custo Manutenção+Custo Peças+Parcela Financiamento Units: R$/Month Custo Peças="Invest. KIT"*(2/100)/12*Indice Inflação Units: R$/Month Economia Mensal=Energia Disponibilizada*(Preço Energia Concessionária-Preço Energia Solar) Units: R$ Economia sem parcela=(Custo Evitado da Concessionaria-Custo Mensal com parcela+Parcela Financiamento )/((1+Taxa Desconto Mensal Inflação)^Tempo) Units: R$ Economia Valor Presente=Economia Mensal*1/((1+Taxa Desconto Mensal Inflação)^Tempo)+Custo Capital se não há economica Units: R$ Energia Consumida=Energia Disponibilizada Units: kWh/Month Energia Disponibilizada="Horas / mes"*Potência Disponibilizada*Fator Disponibilidade Units: kWh/Month Energia Necessária="Horas / mes"*Potência Necessaria kW Units: kWh/Month Entrada=Saldo Devedor*(Tx Juros e inflação mensal/100) Units: R$

94

Fator de Capacidade=0.163 Units: Dmnl Fator Disponibilidade=364/365 Units: Dmnl FINAL TIME = 300 Units: Month Fluxo Caixa descontado pela TMA=Economia sem parcela/(((1+(TMA/100))^(1/12))^Tempo) Units: R$ funçao pulso=PULSE TRAIN(11, 1 , 12, 300 ) Units: **undefined** "Horas / mes"=24*30.5 Units: horas/Month Indice Inflação=(1+Inflação anual/100)^indice para reajuste Units: Dmnl indice para reajuste= INTEG ( mes reajuste,0) Units: **undefined** Indice Reajuste Energia=(1+(Reajuste Energia+Inflação anual)/100)^indice para reajuste Units: **undefined** Inflação anual=7 Units: Dmnl Inflação mensal=(((1+((Inflação anual)/100))^(1/12))-1)*100 Units: **undefined** INITIAL TIME = 0 Units: Month "Invest. KIT"="Custo KIT / kW"*"Potência Instalada Inicial (kW)" Units: R$ Investimento Inicial= INITIAL(Custo do kW*"Potência Instalada Inicial (kW)") Units: R$ "Lucro + BDI instaladora"=30 Units: Dmnl mes reajuste=funçao pulso Units: Dmnl Numero de parcelas=48 Units: Month odo Payback=Parcela Financiamento/((1+Taxa Desconto Mensal Inflação)^Tempo) Units: **undefined** Parcela de Amortização=Investimento Inicial/Numero de parcelas Units: R$ Parcela Financiamento=IF THEN ELSE(Numero de parcelas>Tempo,Investimento Inicial*((Tx Juros e inflação mensal /100)/(1-(1/((1+(Tx Juros e inflação mensal/100))^Numero de parcelas)))),0)

95

Units: R$ Payback= INTEG (Fluxo Caixa descontado pela TMA,-Investimento Inicial) Units: **undefined** Perda Ajuste Posição=2.5 Units: Dmnl Perda Fiação=2 Units: Dmnl Perda Inversores=4 Units: Dmnl Perda Mensal=Potência com Degradação Anual*"Tx. Perda Anual"/12 Units: **undefined** Periodo Fiscal=1 Units: **undefined** Periodo Payback=IF THEN ELSE (Payback>0,Payback,0) Units: **undefined** Potência com Degradação Anual= INTEG (Revitalização-Perda Mensal,"Potência Instalada Inicial (kW)") Units: kW Potência Disponibilizada=Potência Disponibilizada Paineis*(1-((Perda Ajuste Posição+Perda Fiação+Perda Inversores)/100)) Units: kW Potência Disponibilizada Paineis=Fator de Capacidade*Potência com Degradação Anual Units: kW "Potência Instalada Inicial (kW)"=10.4 Units: **undefined** Potência Necessaria kW=20 Units: kW Preço Energia Concessionária=Preço Inicial Energia Concessionária*Indice Reajuste Energia Units: R$/kWh Preço Energia Solar=Custo Mensal com parcela/Energia Disponibilizada Units: **undefined** Preço Inicial Energia Concessionária=0.83 Units: R$/kW Projeto=("Custo H.h"*2*"Potência Instalada Inicial (kW)"*2)+2000 Units: **undefined** Reajuste Energia=0 Units: Dmnl Revitalização=0 Units: kW Saldo Devedor= INTEG (integer(Entrada-Parcela Financiamento),Investimento Inicial) Units: **undefined**

96

SAVEPER = TIME STEP Units: Month [0,?] "Serviço Adeq. Inst."=("Custo H.h"*"Potência Instalada Inicial (kW)"*3*3*8/10)+2000 Units: R$ "Serviço Inst. KIT"="Custo H.h"*"Potência Instalada Inicial (kW)"*(3*4*8/10) Units: R$ Taxa Desconto Mensal Inflação=Inflação mensal/100 Units: Dmnl Taxa Juros anual=9.3458 Units: **undefined** Tempo= INTEG (1 0) Units: **undefined** Tempo do investimento inicial=0 Units: **undefined** TIME STEP = 1 Units: Month [0,?] "Tir %"=IF THEN ELSE(Tempo>=300,TIR formula B*100,0) Units: **undefined** TIR formula B=INTERNAL RATE OF RETURN(VPL com parcela,Periodo Fiscal,-Investimento Inicial,Tempo do investimento inicial) Units: **undefined** Tir formula capital total investidor=INTERNAL RATE OF RETURN(Economia sem parcela,Periodo Fiscal,-Investimento Inicial,Tempo do investimento inicial) Units: Dmnl TIR projeto sem financiamento=IF THEN ELSE(Tempo>=300,(((1+Tir formula capital total investidor)^12)-1)*100,0) Units: Dmnl TMA=5 Units: Dmnl TMA anual=8 Units: Dmnl Tx Juros e inflação mensal= ((((1+Taxa Juros anual/100)*(1+Inflação anual/100))^(1/12))-1)*100 Units: Dmnl "Tx. Perda Anual"= 0.005 Units: Dmnl VPL= INTEG (Economia Valor Presente,0) Units: R$ VPL aux= VPL Units: **undefined** VPL com parcela=Economia Valor Presente+periodo Payback Units: R$