universidade federal de itajubÁ instituto de sistemas elÉtricos e...

UNIVERSIDADE FEDERAL DE ITAJUBÁ

INSTITUTO DE SISTEMAS ELÉTRICOS E ENERGIA

Análise Técnica e Econômica da Geração Solar em Consumidores

Residenciais Localizadas nas Cinco Regiões do Brasil

Jeziel Fior

Itajubá, setembro de 2018

UNIFEI – ISEE Trabalho Final de Graduação

ii

UNIVERSIDADE FEDERAL DE ITAJUBÁ

INSTITUTO DE SISTEMAS ELÉTRICOS E ENERGIA

Jeziel Fior

Análise Técnica e Econômica da Geração Solar em Consumidores

Residenciais Localizadas nas Cinco Regiões do Brasil

Monografia apresentada ao Instituto de

Sistemas Elétricos e Energia, da

Universidade Federal de Itajubá, como

parte dos requisitos para a obtenção do

título de Engenheiro Eletricista.

Orientador: Prof. Roberto Akira

Yamachita

Itajubá, setembro de 2018


iii

Agradecimentos

Agradeço aos meus pais, Jeziel e Solange, por sempre me proporcionarem as melhores

oportunidades. E, também, a minha irmã, Gisele, por me ajudar nas horas que preciso.


iv

Resumo

A energia solar fotovoltaica vem aumentando sua participação na geração de energia elétrica

devido a sua característica renovável, sua instalação relativamente fácil e sua baixa manutenção.

O investimento inicial para sua implementação ainda é alto, entretanto a redução dos preços

dos componentes e resoluções dos órgãos reguladores tem servido de incentivo para sua

crescente exploração e aumento da viabilidade econômica. O trabalho caracteriza o estudo de

um Sistema Fotovoltaico Conectado à Rede (SFCR), descrevendo os principais componentes,

seu funcionamento e a regulamentação para a implantação do sistema. Também faz o

levantamento do potencial fotovoltaico existente nos telhados residenciais das unidades

federativas do Brasil e uma análise econômica acerca da viabilidade e atratividade a partir dos

incentivos regulatórios existentes no país para a inserção do SFCR. Da aplicação dos estudos

foi possível comprovar a capacidade dos estados em suprir totalmente seu consumo de energia

elétrica residencial com a utilização da sua área aproveitável de telhados e a competitividade

no valor do kWh do SFCR frente à tarifa atualmente cobrada pelas concessionárias de energia

elétrica.

Palavras chave: Energia solar, potencial técnico fotovoltaico, análise econômica.


v

Abstract

The solar photovoltaic energy is increasing its participation in the generation of electrical

energy due to its renewable characteristic, easy installation and low maintenance. The initial

investments of implementation are still high, however, the reduction of the components and the

resolution of the regulatory agencies has served as an incentive for its growing exploration and

increased economic viability. The thesis characterizes the on-grid photovoltaic system,

describing the main components, its operation and regulation for the implementation of the

system. Also, do the survey of the existing photovoltaic potential on the residential roofs in

Brazil’s federative units and an economic analysis about viability and attractiveness from

existing regulatory incentives in Brazil for the insertion of the on-grid photovoltaic system.

Afterward the application of the studies, it was possible to prove the capacity of the federative

units to supply their residential electricity consumption with the use of usable roof area and the

competitiveness of the on-grid photovoltaic system kWh tariff against the current tariff.

Keywords: Solar energy, technical potential photovoltaic, economic analysis.


vi

Lista de Figuras

Figura 2.1 - Estimativa da variação da intensidade da radiação solar que atinge a superfície

terrestre ..................................................................................................................................... 14

Figura 2.2 – Componentes da radiação solar ............................................................................ 15

Figura 2.3 - Mapa da irradiação média anual mundial ............................................................. 15

Figura 2.4 - Mapa da irradiação média anual do Brasil............................................................ 16

Figura 2.5 - Ilustração dos ângulos solares .............................................................................. 17

Figura 2.6 - Estrutura básica de uma célula fotovoltaica de Silício e Célula fotovoltaica de

Silício monocristalino ............................................................................................................... 18

Figura 2.7 - Curva I-V típica de uma célula solar .................................................................... 19

Figura 2.8 - Influência da irradiância solar incidente na célula à 25⁰C ................................... 20

Figura 2.9 - Influência da temperatura da célula fotovoltaica .................................................. 20

Figura 3.1 - Esquema ilustrativo do SFCR ............................................................................... 21

Figura 3.2 - Histórico de preços dos módulos fotovoltaicos .................................................... 22

Figura 3.3 - Curva I-V para conexão série de 3 módulos ......................................................... 23

Figura 3.4 - Curva I-V para conexão paralelo de 3 módulos ................................................... 24

Figura 3.5 - Curva I-V (preta) e Curva P-V (cinza) de gerador fotovoltaico (a) sem

sombreamento e (b) com um fator de sombreamento de 50% ................................................. 26

Figura 3.6 - Procedimentos e etapas de acesso ......................................................................... 28

Figura 4.1 - Fluxograma da metodologia do mapeamento do potencial técnico solar ............. 31

Figura 4.2 - Camada das fronteiras estaduais ........................................................................... 32

Figura 4.3 - Camada resultante em uma porção do interior do estado de SP ........................... 33

Figura 4.4 - Mapas de Potencial Técnico de Geração Fotovoltaica em telhados de residências

por UF ....................................................................................................................................... 39

Figura 4.5 - Capacidade de suprimento de energia/UF ............................................................ 42

Figura 5.1 - Datasheet do módulo escolhido ............................................................................ 53

Figura 5.2 - Datasheet do microinversor APSystems .............................................................. 54

Figura 5.3 - Datasheet dos inversores ecoSolys ....................................................................... 54

Figura 5.4 - Datasheet do inversor Fronius .............................................................................. 55

Figura 5.5 - Áreas de abrangência das concessionárias de energia elétrica ............................. 59

Figura 5.6 - Distribuidoras Associadas ABRADEE 2017 (ref. 2016), por número de

Consumidores (em %) .............................................................................................................. 60


vii

Figura 5.7 - Distribuidoras Associadas ABRADEE 2017 (ref. 2016), por Consumo de Energia

(em %) ...................................................................................................................................... 61

Figura 5.8 - Variações na tarifa média anual por macrorregião ............................................... 78

Figura 5.9 - Histórico de bandeiras tarifárias ........................................................................... 79

Figura 5.10 - Índice de competitividade ................................................................................... 87


viii

Lista de Tabela

Tabela 4.1 - Mínimas e máximas de irradiação (Wh/m²/dia) por UF ...................................... 33

Tabela 4.2 - Domicílios particulares permanentes por tipo de domicílio ................................. 34

Tabela 4.3 - Mapeamento de telhados residenciais por UF ...................................................... 36

Tabela 4.4 - Potencial Fotovoltaico em telhados residenciais por UF ..................................... 38

Tabela 4.5 - Cenários de estudo................................................................................................ 39

Tabela 4.6 - Consumo residencial anual por UF (2016) ........................................................... 41

Tabela 4.7 - Capacidade de suprimento de energia por UF...................................................... 42

Tabela 5.1 - Consumo residencial médio por UF ..................................................................... 48

Tabela 5.2 - Dimensionamento SFCR (Ec=Em-30) ................................................................. 49

Tabela 5.3 - Dimensionamento SFCR (Ec=Em-50) ................................................................. 50

Tabela 5.4 - Dimensionamento SFCR (Ec=Em-100) ............................................................... 51

Tabela 5.5 - Dimensionamento SFCR (Ec=Em) ...................................................................... 52

Tabela 5.6 - Custos dos componentes do SFCR ....................................................................... 55

Tabela 5.7 - Custo de instalação dos SFCR ............................................................................. 56

Tabela 5.8 - Principais concessionárias por UF ....................................................................... 62

Tabela 5.9 - Ranking das Tarifas Residenciais das Principais Concessionárias ...................... 64

Tabela 5.10 - Estimativa de PIS/COFINS ................................................................................ 66

Tabela 5.11 - Impostos nas tarifas das concessionárias definidas ............................................ 66

Tabela 5.12 - Tarifa com impostos para Bandeira Verde ......................................................... 68

Tabela 5.13 - Tarifas com impostos para Bandeira Amarela ................................................... 69

Tabela 5.14 - Tarifas com impostos para Bandeira Vermelha 1º patamar ............................... 70

Tabela 5.15 - Tarifas com impostos para Bandeira Vermelha 2º patamar ............................... 71

Tabela 5.16 - Tarifa de energia elétrica atual por UF ............................................................... 72

Tabela 5.17 - Histórico de tarifas médias anuais ...................................................................... 77

Tabela 5.18 - Histórico de variações na tarifa média anual...................................................... 78

Tabela 5.19 - Reajuste anual das tarifas de energia elétrica ..................................................... 78

Tabela 5.20 - Tempo de retorno dos sistemas por UF .............................................................. 80

Tabela 5.21 - Valor presente líquido por UF ............................................................................ 81

Tabela 5.22 - Tarifa interna de retorno por UF ........................................................................ 82

Tabela 5.23 - Custo nivelado de eletricidade por UF ............................................................... 83

Tabela 5.24 - Indicador do custo de geração ............................................................................ 83

Tabela 5.25 - R$/Wp dos sistemas por tipo de ligação ............................................................ 84


ix

Tabela 5.26 - Comparativo entre faturas Atual X Pós SFCR ................................................... 86


x

Sumário

1 Introdução ......................................................................................................................... 12

1.1 Importância do tema .................................................................................................. 12

1.2 Objetivos e estrutura do trabalho ............................................................................... 13

2 Energia Solar .................................................................................................................... 14

2.1 Radiação solar ............................................................................................................ 14

2.2 Potencial solar ............................................................................................................ 16

2.3 Conversão de energia solar em energia elétrica ......................................................... 17

2.3.1 Parâmetros que afetam as células fotovoltaicas ................................................. 19

2.3.2 Influência da irradiação solar ............................................................................. 19

2.3.3 Influência da temperatura ................................................................................... 20

3 Sistemas Fotovoltaicos ..................................................................................................... 21

3.1 Componentes básicos do sistema fotovoltaico .......................................................... 21

3.1.1 Módulos fotovoltaicos ........................................................................................ 22

3.1.2 Inversor ............................................................................................................... 25

3.1.3 Dispositivos de proteção ..................................................................................... 26

3.2 Sistemas conectados à rede ........................................................................................ 27

3.2.1 Micro e mini geração distribuída ........................................................................ 27

4 Levantamento do Potencial de Geração Solar .................................................................. 30

4.1 Introdução .................................................................................................................. 30

4.2 Potencial técnico de geração solar por unidade federativa ........................................ 30

4.2.1 Irradiação solar ................................................................................................... 31

4.2.2 Domicílios .......................................................................................................... 34

4.2.3 Eficiência dos componentes ............................................................................... 37

4.2.4 Potencial técnico fotovoltaico ............................................................................ 37

4.2.5 Resultados ........................................................................................................... 39

4.3 Consumo de energia elétrica por unidade federativa ................................................. 40


xi

4.4 Comparação potencial técnico fotovoltaico contra consumo .................................... 41

5 Análise Econômica dos Sistemas Fotovoltaicos .............................................................. 43

5.1 Residência modelo ..................................................................................................... 43

5.1.1 Dimensionamento básico do sistema fotovoltaico conectado à rede ................. 43

5.1.2 Consumo residencial médio por UF ................................................................... 47

5.1.3 Dimensionamento do SFCR por UF ................................................................... 48

5.1.4 Custo dos SFCR dimensionados ........................................................................ 55

5.2 Concessionárias distribuidoras de energia elétrica .................................................... 57

5.2.1 Definição das principais concessionárias por UF ............................................... 58

5.2.2 Tarifa de energia elétrica .................................................................................... 62

5.3 Análise econômica ..................................................................................................... 73

5.3.1 Metodologias de análise ..................................................................................... 73

5.3.2 Parâmetros para a análise econômica ................................................................. 75

5.3.3 Aplicação dos métodos de análise ...................................................................... 79

5.3.4 Análise dos resultados ........................................................................................ 84

6 Conclusão ......................................................................................................................... 88

6.1 Conclusões gerais ...................................................................................................... 88

6.2 Propostas para trabalhos futuros ................................................................................ 89

Referências ............................................................................................................................... 91

Apêndice ................................................................................................................................... 94


12

1 Introdução

O capítulo 1 é dedicado a apresentação da importância do tema a ser discutido expondo

alguns dados acerca do mercado de energia fotovoltaica. Nele também são incluídos os

objetivos do trabalho e sua estrutura.

1.1 Importância do tema

O aumento da preocupação com a preservação do meio ambiente, a procura por uma

matriz energética mais diversificada, e o aumento na demanda requerida de energia elétrica

devido a busca por desenvolvimento e crescimento econômico, foram fatores que contribuíram

para impulsionar a geração de energia elétrica por fontes renováveis, dentre elas a energia solar

(GASPARIN, 2016).

Inicialmente as fontes renováveis tinham valores mais elevados, no entanto com a maior

inserção no mercado, ganho de escala e avanço nas tecnologias essas fontes foram ganhando

mais competitividade. Desta forma, o mercado global de energia fotovoltaica tem crescido

rapidamente na última década. A potência fotovoltaica global instalada acumulada cresceu de

6,2 GW no final de 2006 para 291 GW até o final de 2016, representando um aumento anual

de cerca de 28% (IRENA, 2017).

A geração fotovoltaica no Brasil possui um grande potencial e isso se deve aos altos

níveis de irradiação solar encontrados no território. Por exemplo, no local menos ensolarado do

Brasil é possível gerar mais eletricidade solar que no local mais ensolarado da Alemanha, um

país onde projetos para o aproveitamento solar são amplamente difundidos. Entretanto, o uso

da fonte solar para a geração de energia elétrica no Brasil não apresenta uma grande relevância,

com apenas 0,698% da capacidade de geração instalada (ANEEL, 2018).

A energia solar pode ser utilizada a partir de grandes plantas solares e por sistemas

menores, que utilizam a área dos telhados das residências e prédios para a geração de

eletricidade, desta maneira a energia solar se torna a principal fonte para a geração distribuída

– GD. A Resolução Normativa nº482/2012 da ANEEL regulamentou a GD no país, o que

permitiu ao consumidor ser compensado pela geração excedente de energia elétrica, através do

sistema de compensação de créditos.

A partir de 2014 foram promovidos leilões específicos para a fonte solar pelo Governo

Federal associado a publicação da REN nº482/2012 pela ANEEL, que deu início à integração

desta fonte no planejamento e expansão do sistema elétrico nacional. Deste modo, o número de


13

consumidores com sistema fotovoltaico aumenta a cada ano, juntamente com o fato da redução

de custos da tecnologia e do aumento da tarifa de eletricidade convencional da distribuidora

local que viabiliza sua instalação. Resulta que, nos próximos anos, com o aumento da inserção

de geração fotovoltaica, a geração distribuída de eletricidade próxima ao ponto de consumo

deverá se afirmar como uma das principais qualidades desta geração (INPE, 2017).

1.2 Objetivos e estrutura do trabalho

O Brasil possui uma extensa área territorial vastamente favorecida com índices de

irradiação solar considerados elevados, quando comparados com o restante do mundo e com

países já reconhecidamente grandes adeptos da geração fotovoltaica. Neste contexto, são

necessários métodos eficientes para a exploração de tal potencial brasileiro de geração

fotovoltaica de energia elétrica.

O objetivo deste trabalho é realizar um estudo técnico e econômico da geração solar

residencial de energia elétrica por região geográfica no Brasil e, posteriormente, fazer uma

análise comparativa dos resultados obtidos. Nesse sentido, o escopo do trabalho consiste da

aplicação de uma metodologia para a estimativa da geração de energia elétrica a partir de

módulos fotovoltaicos e sua análise econômica baseada nas tarifas das principais

concessionárias de cada unidade federativa do país e valor do sistema fotovoltaico conectado à

rede de distribuição. Os valores gerados resultam dos dados mais atualizados disponibilizados

em bases estatísticas nacionais.

O trabalho é composto por seis capítulos que apresentam as metodologias e processos

para a obtenção do estudo técnico e econômico. O primeiro capítulo é composto do contexto

do assunto expondo sua importância e objetivos. No segundo capítulo são apresentadas as

definições básicas e teóricas acerca da energia solar, falando desde a emissão dos raios solares

até sua conversão em energia elétrica. O terceiro capítulo expõe o sistema fotovoltaico,

abrangendo sobre seus componentes e sua conexão com a rede, apresentando os conceitos de

micro e mini geração distribuída. No quarto capítulo é feito o levantamento do potencial de

geração fotovoltaica através da aplicação de uma metodologia para a estimativa e mapeamento,

em esfera nacional, da área potencial de telhados para a geração de energia elétrica a partir de

módulos fotovoltaicos e do consumo de energia elétrica pelas unidades federativas. O quinto

capítulo consiste na análise da viabilidade econômica baseada na definição de um consumidor

residencial modelo nos estados e nas condições regulatórias vigentes. Ao final, no sexto

capítulo são apresentadas as conclusões alcançadas com este trabalho.


14

2 Energia Solar

Este capítulo é dedicado a apresentação dos conceitos relacionados à energia solar,

desde a propagação dos raios solares, sua incidência na superfície terrestre até a sua captação

pelo sistema fotovoltaico e geração de energia elétrica.

2.1 Radiação solar

A radiação solar quando relacionada com o fluxo de potência é denominada de

irradiância solar e se referenciada em termos de energia por unidade de área passa a ser

denominada de irradiação solar.

O Sol emite energia que incide na superfície terrestre (irradiância solar extraterrestre)

na forma de um fluxo de energia constante. O valor dessa energia emitida pelo Sol por uma

unidade de área de superfície perpendicular aos raios solares na distância média entre Terra e

Sol é definida como Constante Solar e, segundo adoção do World Radiation Center (WRC),

essa constante tem o valor de 1367 W/m².

No entanto, a trajetória descrita pela Terra é elíptica o que provoca uma variação do

valor da irradiância solar extraterrestre efetiva ao longo do ano, como pode ser observada na

Figura 2.1.

Fonte: Silva (2006).

A radiação solar que atinge a superfície terrestre pode ser dividida em componentes

direta, difusa e, quando a superfície é inclinada em relação à horizontal, existe a terceira

componente chamada de albedo. A radiação direta provém diretamente da direção do Sol; a

componente difusa é proveniente de todas as direções e atinge a superfície após sofrer

Figura 2.1 - Estimativa da variação da intensidade da radiação solar

que atinge a superfície terrestre


15

espalhamento pela atmosfera terrestre. A terceira componente é devido à reflexão pelo ambiente

do entorno. As componentes da radiação solar são apresentadas na Figura 2.2.

Fonte: ABRAVA (2008).

Em um dia com o céu completamente limpo (sem nuvens) ao menos 20% da radiação

na superfície será difusa. Enquanto que em um dia totalmente nublado 100% da radiação será

difusa. As características da radiação solar dependem da espessura da camada atmosférica

(CRESESB, 2014).

Os projetos de sistemas fotovoltaicos exigem uma irradiação mínima de 3 a 4

kWh/m²/dia (CRESESB, 2014). Estes valores podem ser encontrados em quase toda a área

entre os trópicos, segundo o Mapa de irradiação média anual global (Figura 2.3), além disso ao

se observar o mapa de irradiação do Brasil (Figura 2.4) são encontrados valores superiores

disponíveis em toda extensão territorial brasileira.

Fonte: Solargis (2018).

Figura 2.2 – Componentes da radiação solar

Figura 2.3 - Mapa da irradiação média anual mundial


16

Fonte: Solargis (2018).

2.2 Potencial solar

Para o aproveitamento da energia solar é feito um estudo dos raios solares incidentes na

superfície terrestre, em que são analisados ângulos provenientes de dois planos e um eixo

adotados como referência para os estudos, conforme ilustrado na Figura 2.5. Esta análise é

necessária, já que a partir dos ângulos solares serão determinados o posicionamento e a

instalação adequada dos módulos fotovoltaicos para o máximo aproveitamento da energia

incidente.

O potencial energético solar depende do período de tempo que o raio solar incide em

uma superfície. Assim, torna-se necessário dispor de dados confiáveis de irradiação solar em

intervalos horários, no entanto no país existem poucas estações meteorológicas que registram

o valor da irradiação solar em intervalos horários.

Figura 2.4 - Mapa da irradiação média anual do Brasil


17

Fonte: CRESESB (2014).

Uma das formas de resolver este problema é utilizar métodos computacionais que

sintetizam sequências de dados de radiação solar em intervalos horários a partir da incidência

da radiação solar média mensal e de dados geográficos. Desta forma os dados de irradiação

solar em uma superfície horizontal podem ser utilizados para o cálculo da irradiância em uma

superfície com qualquer orientação. Através da interpolação e extrapolação dos dados

fornecidos pelas estações meteorológicas disponíveis em território nacional foi criado o Atlas

Solarimétrico do Brasil, de onde é possível obter as informações referentes à irradiação solar

no país.

2.3 Conversão de energia solar em energia elétrica

A conversão direta da irradiação solar incidente na superfície terrestre em energia

elétrica se dá através do módulo fotovoltaico, que é o principal componente do sistema

fotovoltaico. Segundo a norma NBR10899 (Energia Solar Fotovoltaica - Terminologia), o

módulo fotovoltaico tem como objetivo a geração de energia elétrica e é formado pela união de

células fotovoltaicas conectadas e encapsuladas.

As células fotovoltaicas são construídas de materiais semicondutores dopados, o

semicondutor mais utilizado nos painéis fotovoltaicos é o Silício (Si). Os materiais classificados

como semicondutores possuem a banda de condução sem elétrons (vazia) e a banda de valência

totalmente preenchida. A separação entre as bandas de energia é denominada de gap (ou banda

proibida). É devido as bandas de energia que o material semicondutor se torna útil para a

geração fotovoltaica, devido a excitação térmica sofrida pelos elétrons da banda de valência

para a banda de condução aumenta-se a condutividade do material.

Figura 2.5 - Ilustração dos ângulos solares


18

Este efeito de aumento da condutividade elétrica devido à movimentação dos elétrons e

lacunas fotogerados no material é conhecido como efeito fotocondutivo. No entanto, para a

fabricação da fotocélula e aproveitamento de tensão e corrente elétricas é necessário a

construção da junção pn através da dopagem do material, isto é, da inserção controlada de

impurezas no semicondutor.

O processo de dopagem do átomo de Silício, que é um átomo com 4 elétrons de valência

(tetravalente), se dá pela introdução de Fósforo (P) e de Boro (B). Quando se introduz um átomo

pentavalente (Fósforo) existirá um elétron em excesso que ficará fracamente ligado ao Silício,

de modo que a temperatura ambiente a energia térmica já é suficiente para liberar este elétron

para a banda de condução. Esse tipo de impureza doadora de elétrons é chamada de dopante

tipo n.

De outro lado, ao introduzir um átomo trivalente (Boro) haverá a falta de um elétron

para o completo preenchimento do Silício na rede cristalina. A ausência deste elétron é

denominada como lacuna e na temperatura ambiente a energia térmica de um elétron de uma

ligação vizinha é suficiente para fazer com que ele passe para esta posição. Esse tipo de

impureza aceitadora de elétron é denominado de dopante tipo p.

Desta forma, em temperatura ambiente existe energia térmica suficiente disponível para

que os elétrons excedentes de Fósforo estejam livres para se deslocar, assim como as lacunas

formadas pelos átomos de Boro. Então, ao receberem os fótons de luz visível os elétrons ficam

energizados, porém não fluem da camada n para a p devido ao campo elétrico formado pela

junção pn. Por fim, são necessários os contatos elétricos, um na região n e outro na região p

para completar a célula fotovoltaica e ser possível o aproveitamento da corrente elétrica devido

a passagem dos elétrons. A Figura 2.6 mostra a estrutura básica de uma célula fotovoltaica e

uma célula de Silício monocristalino.


Figura 2.6 - Estrutura básica de uma célula fotovoltaica de Silício e

Célula fotovoltaica de Silício monocristalino


19

2.3.1 Parâmetros que afetam as células fotovoltaicas

A célula fotovoltaica possui uma curva característica denominada de Curva I-V da

corrente em função da tensão aplicada no dispositivo. A curva é medida em condições padrão

de ensaio: irradiância solar de 1000 W/m²; espectro solar AM1,5 (referência solar de irradiância

espectral chamada Massa de Ar 1,5); e temperatura da célula de 25⁰C. A Figura 2.7 apresenta

a Curva I-V típica de uma célula fotovoltaica de Si, com os principais parâmetros elétricos

destacados: ISC corrente de curto-circuito; IMP e VMP corrente e tensão no ponto de potência

máxima, respectivamente; e VOC tensão de circuito aberto. Por ser um gerador, fisicamente, a

curva deveria ser representada no quarto quadrante (corrente tem sentido inverso), porém

normalmente é representada no primeiro quadrante.

Fonte: CRESESB (2014)

Irradiância solar incidente, distribuição espectral e temperatura de operação da célula

influenciam o desempenho das células fotovoltaicas. Com a concentração da radiação solar

pode-se conseguir um aumento da eficiência das células, porém se acompanhado do controle

de sua temperatura. Entretanto para a escolha do módulo fotovoltaico devem ser considerados

outros aspectos além da eficiência do módulo como, por exemplo, custo, durabilidade e

reputação do fabricante. A eficiência deve ser utilizada como um norteador em casos em que a

área disponível para a instalação dos painéis seja um fator restritivo.

2.3.2 Influência da irradiação solar

A irradiância solar afeta a Curva I-V de modo que a corrente elétrica gerada pela célula

aumente linearmente com o aumento da irradiância solar incidente, enquanto que a tensão de

circuito aberto aumente de forma logarítmica, se a temperatura for mantida. Esta influência é

apresentada na Figura 2.8.

Figura 2.7 - Curva I-V típica de uma célula solar


20


2.3.3 Influência da temperatura

O aumento da irradiância incidente e/ou da temperatura ambiente aumenta a temperatura

de operação da célula fotovoltaica, isso provoca uma diminuição da sua eficiência. Isto acontece

por causa da diminuição significativa da tensão da célula, enquanto que a corrente tem uma

elevação mínima. Este comportamento é mostrado na Figura 2.9.


Figura 2.8 - Influência da irradiância solar

incidente na célula à 25⁰C

Co

rren

te (

A)

Tensão (V)

Figura 2.9 - Influência da temperatura da célula

fotovoltaica

Tensão (V)

Co

rren

te (

A)


21

3 Sistemas Fotovoltaicos

Neste capítulo serão abordados os sistemas fotovoltaicos e seus componentes. Este

sistema possui dois tipos de configurações, isolado ou conectado à rede elétrica. Os sistemas

fotovoltaicos isolados são aqueles instalados em locais onde o fornecimento de energia elétrica

pela rede é inexistente, e esta configuração possui um sistema de armazenamento de energia

através de acumuladores (baterias) ou outras formas de armazenamento (volante de inércia, ar

comprimido, bombeamento de água). Enquanto que os sistemas fotovoltaicos conectados à

rede, configuração abordada neste trabalho, são aqueles que injetam o excesso de geração na

própria rede de distribuição que alimenta o consumidor para o consumo posterior em situações

de baixa ou ausência de geração.

3.1 Componentes básicos do sistema fotovoltaico

O sistema fotovoltaico conectado à rede (SFCR) é constituído por um bloco de geração

e outro de condicionamento de potência. O bloco gerador contém os arranjos fotovoltaicos,

sendo composto dos painéis fotovoltaicos, do cabeamento elétrico que os interliga e as

estruturas de suporte do sistema. O bloco de condicionamento de potência terá o inversor, a

caixa de junção (stringbox) responsável pelos dispositivos de proteção e, o medidor de energia

(Conecte Solar, 2017). A Figura 3.1 apresenta um esquema do SFCR.

Fonte: Borba Eletricidade Ltda.

Figura 3.1 - Esquema ilustrativo do SFCR


22

3.1.1 Módulos fotovoltaicos

O módulo fotovoltaico é o responsável no SFCR pela conversão da energia solar em

eletricidade, portanto é composto por um conjunto de células fotovoltaicas conectadas num

arranjo (série e/ou paralelo) de modo a produzir a tensão e corrente suficientes para a geração

de energia.

Durante a fabricação do módulo é necessário ter cuidado com a seleção das células

devido suas características elétricas. A incompatibilidade das características produz um módulo

de baixa qualidade devido ao mismatch (descasamento) em que a célula de menor fotocorrente

irá limitar o desempenho do conjunto. No entanto, atualmente a fabricação dos módulos é

automatizada com pouca interferência humana. A fabricação em série e em grandes quantidades

favoreceram para uma redução significativa nos preços, já que o custo dos módulos impacta

diretamente no preço final do SFCR e, segundo o NREL (National Renewable Energy

Laboratory), o preço variou de US$1,80/W para US$0,35/W nos últimos sete anos (Figura 3.2).

Fonte: NREL (2017).

Após a instalação, os módulos demandam uma manutenção mínima, dependendo apenas

da limpeza para assegurar todo seu potencial de geração. A eliminação de folhas, poeira e

qualquer outro detrito é, geralmente, feita pela ação das chuvas. Porém é recomendável uma

rotina de verificação da limpeza. Em média, os painéis têm uma vida útil de 25 anos.

Assim como as células fotovoltaicas, a eficiência dos módulos solares é medida através

de uma relação entre a potência elétrica máxima gerada e a irradiância solar. E os fatores que

influenciam no desempenho do módulo são fundamentalmente a irradiância solar e a

Figura 3.2 - Histórico de preços dos módulos fotovoltaicos


23

temperatura das células, o que já era esperado uma vez que o módulo é composto de um arranjo

de células.

O arranjo dos painéis é feito de forma a garantir a tensão de entrada em corrente CC

exigida pelo inversor e a fim de aumentar a potência máxima fornecida pelo painel fotovoltaico,

uma vez que o nível de tensão apresentado por um módulo é baixo. A tensão e corrente

resultantes devem ser compatíveis com os componentes do SFCR, nesse sentido existem duas

formas de interligação dos módulos fotovoltaicos: conexão série e conexão paralelo.

3.1.1.1 Arranjo série dos módulos fotovoltaicos

A conexão série dos módulos fotovoltaicos é denominada de string (fileira) do sistema

fotovoltaico, vale ressaltar que os módulos utilizados devem possuir mesmas especificações de

forma a reduzir as perdas de potência no sistema (Carneiro, 2010). A ligação é feita conectando-

se o terminal positivo de um módulo ao terminal negativo de outro, como resultado obtém-se

tensões mais elevadas, mantendo a corrente do módulo, isto é:

𝑉 = 𝑉1 + 𝑉2 + ⋯ + 𝑉𝑛 (1)

𝐼 = 𝐼1 = 𝐼2 = ⋯ = 𝐼𝑛 (2)

O efeito da conexão série de módulos idênticos (Shell SM 100-12) com potência 100W,

corrente de curto circuito 6,5A e tensão de circuito aberto 21V está ilustrado na Figura 3.3,

através de uma curva I-V.

Fonte: CARNEIRO (2010)

Figura 3.3 - Curva I-V para conexão série de 3 módulos


24

Se as características elétricas dos módulos possuírem variações ou se houver

sombreamento parcial sobre a string, a corrente do conjunto conectado em série é limitada pelo

módulo que possuir a menor corrente individual.

3.1.1.2 Arranjo paralelo dos módulos fotovoltaicos

A ligação em paralelo dos módulos fotovoltaicos é feita conectando-se os terminais

positivos de todos os módulos entre si e conectando todos os terminais negativos de mesma

forma. Este arranjo é feito quando se pretende obter correntes mais elevadas mantendo o nível

de tensão do módulo, ou seja:

𝐼 = 𝐼1 + 𝐼2 + ⋯ + 𝐼𝑛 (3)

𝑉 = 𝑉1 = 𝑉2 = ⋯ = 𝑉𝑛 (4)

A Figura 3.4 ilustra a curva I-V da conexão em paralelo dos mesmos módulos

fotovoltaicos da Figura 3.3 (Shell SM 100-12). Nesta associação a tensão de circuito aberto

mantem-se inalterada, enquanto que a corrente de curto circuito é três vezes superior.

Fonte: CARNEIRO (2010)

Nos SFCR é mais comum a conexão de strings de módulos fotovoltaicos em paralelo

de forma a se garantir valores mais elevados de corrente e tensão adequando as características

elétricas para se obter o melhor desempenho dos painéis e inversores. Este tipo de arranjo pode

ser chamado de arranjo misto.

Figura 3.4 - Curva I-V para conexão paralelo de 3

módulos


25

3.1.2 Inversor

O inversor é o dispositivo eletrônico que irá converter a energia elétrica da corrente

contínua (CC) proveniente dos módulos fotovoltaicos em corrente alternada (CA) para a

alimentação das cargas. A tensão CA de saída deve ter amplitude, frequência e componente

harmônica compatíveis com a carga alimentada, nos SFCR esta saída do inversor deve estar

sincronizada com a rede de distribuição da concessionária, fazendo com que possuam

características específicas para atender às exigências das concessionárias quanto a segurança e

qualidade da energia injetada na rede.

A forma de onda dos inversores é um dos parâmetros que irá indicar sua qualidade e seu

custo, além disso, outro aspecto para a qualidade é sua eficiência de conversão. Pois nos

inversores a eficiência não é constante, ela depende da potência demandada pela carga e de seu

fator de potência, ajustando a tensão e corrente do conjunto para otimizar a potência entregue.

Os aspectos a serem especificados para a escolha do inversor para um SFCR são: tensão de

entrada CC; tensão de saída CC; faixa de variação de tensão aceitável; potência nominal;

distorção harmônica; frequência; grau IP de segurança; temperatura ambiente; e, umidade do

local onde será instalado o dispositivo.

3.1.2.1 Seguidor de ponto de potência máxima

Com o objetivo de fornecer o máximo de energia à rede elétrica, o inversor deve operar

na maior parte do tempo possível no ponto de potência máxima (PPM) do arranjo fotovoltaico.

No entanto, a corrente gerada pelos módulos fotovoltaicos é diretamente proporcional à

irradiância solar, que pode apresentar grandes variações em segundos devido a passagem de

nuvens, sombreamento parcial por árvores e construções próximas ou, até mesmo, sujeira e

folhas sobre os módulos. Enquanto que a tensão e, consequentemente, a potência diminuem

com o aumento de temperatura, porém as variações de temperatura são muito mais lentas.

Portanto, a corrente e tensão de potência máximas são dependentes das condições

climáticas (irradiância solar) e da temperatura das células. Desta maneira o inversor deve

possuir um sistema seguidor de ponto de potência máxima (SPPM) que irá ajustar

automaticamente a tensão de entrada do inversor de modo a manter o gerador fotovoltaico

operando na tensão de PPM a cada instante de tempo.


26

A Figura 3.5(a) ilustra um gerador fotovoltaico sob irradiância solar uniforme, isto é,

sem sombreamentos. Nela é possível observar a existência de apenas um ponto com derivada

nula, o PPM. Quando da ocorrência de sombreamentos parciais, a curva terá distorções em sua

forma característica, surgindo pontos de máximos locais, como mostrado na Figura 3.5(b).


3.1.3 Dispositivos de proteção

Os sistemas fotovoltaicos estão sujeitos à ocorrência de defeitos e falhas inesperadas,

para evitar essas situações existem diversos dispositivos auxiliares com a função de proteção

do sistema. Alguns deles são os dispositivos anti-ilhamento presente nos inversores para SFCR

e dispositivos de proteção externa como disjuntores, dispositivos de proteção contra surtos

(DPS), sistema de aterramento e sistema de proteção contra descargas atmosféricas (SPDA).

Outra dessas proteções é a caixa de junção, que é uma caixa estanque contendo em seu

interior os elementos de proteção das fileiras de células e módulos fotovoltaicos, entre eles:

fusíveis, que protegem os cabos do excesso de corrente; diodos de bloqueio, que protegem

contra o sombreamento parcial; disjuntores; DPS; e, chave CC para desligamento dos módulos.

E para os sistemas conectados à rede (SFCR) a ANEEL prevê em sua regulamentação

a presença, após o medidor, de uma chave seccionadora sob carga chamada de dispositivo de

seccionamento visível (DSV) para a garantia da desconexão da geração fotovoltaica durante a

realização de procedimentos de manutenção na rede da concessionária (CONECTE SOLAR,

2017).

Figura 3.5 - Curva I-V (preta) e Curva P-V (cinza) de gerador fotovoltaico (a) sem

sombreamento e (b) com um fator de sombreamento de 50%


27

3.2 Sistemas conectados à rede

Os sistemas fotovoltaicos conectados à rede (SFCR) dispensam o uso do sistema de

armazenamento composto pelo banco de baterias, pois a energia gerada é consumida

diretamente pela carga ou então injetada na rede de distribuição de energia elétrica da

concessionária para consumo nas unidades consumidoras desta rede. Então, segundo o Caderno

Temático da ANEEL, pode ser definida a Geração Distribuída (GD) como a “instalação de

geradores de pequeno porte, normalmente a partir de fontes renováveis ou mesmo utilizando

combustíveis fósseis, localizados próximos aos centros de consumo de energia elétrica”.

A GD foi regulamentada pela Resolução Normativa – REN nº482, de 17 de abril de

2012, da ANEEL em que foram estabelecidas as condições gerais para o acesso de micro e mini

geração distribuída aos sistemas de distribuição e, também, foi criado um sistema de

compensação da energia gerada. A fim de aumentar o público alvo e melhorar as informações

na fatura, a ANEEL revisou a REN nº482/2012 e a seção 3.7 do Módulo 3 dos Procedimentos

de Distribuição de Energia Elétrica no Sistema Elétrico Nacional (PRODIST) e publicou a

Resolução Normativa – REN nº687/2015. Destacam-se nesta revisão o aumento do prazo de

uso dos créditos de energia; a diminuição do período de aprovação do sistema fotovoltaico junto

da concessionária; e, a alteração das faixas de potência para micro e mini geração distribuída.

O sistema elétrico pode vir a se beneficiar com o aumento da GD, de forma que os

investimentos em expansão do sistema de distribuição e transmissão sejam adiados; a matriz

energética brasileira seja diversificada; e, o nível de tensão no período de carga do sistema seja

melhorado. No entanto, o aumento de pequenos geradores espalhados na rede de distribuição

também traz algumas desvantagens, como a dificuldade na cobrança do uso do sistema elétrico;

uma maior complexidade na operação do sistema; e, necessidade de alterações nos

procedimentos de operação pelas distribuidoras (ANEEL, 2016).

3.2.1 Micro e mini geração distribuída

Segundo as resoluções normativas a micro e mini geração distribuída é a geração de

energia elétrica através de pequenas unidades geradoras que utilizam fontes renováveis de

energia, conectadas na rede de distribuição pelas unidades consumidoras. É através da faixa de

potência que se dá a diferenciação entre as duas definições, micro geração possui potência

menor ou igual a 75 kW enquanto que mini geração tem potência instalada maior que 75kW e

menor que 5MW para a fonte solar.


28

Os procedimentos para o acesso da micro e mini geração distribuída ao sistema de

distribuição são apresentados na seção 3.7 do Módulo 3 do PRODIST, existem diversas etapas

obrigatórias a serem seguidas pelo acessante (consumidor) e pela acessada (distribuidora). A

Figura 3.6 ilustra um diagrama que resume as etapas para a implementação do SFCR, em que

os procedimentos em azul são destinados ao consumidor e os procedimentos em vermelho, à

distribuidora.

Fonte: ANEEL (2016).

A medição da energia na GD deve ser bidirecional a fim de se obter a medição do

consumo e da geração. Assim, o sistema de medição da micro e mini geração atende às mesmas

exigências das unidades consumidoras conectadas em mesmo nível de tensão, porém acrescido

da funcionalidade da medição bidirecional. Através desta forma de medição foi possível a

criação do Sistema De Compensação de Energia Elétrica, que foi trazido ao público pela REN

nº482/2012.

Este sistema permite a utilização da rede de distribuição como um sistema de

armazenamento, isto é, possibilita que o excedente de energia gerada seja injetado diretamente

na rede. Quando a energia injetada ultrapassar a energia consumida pela unidade consumidora,

o consumidor receberá um crédito em energia (kWh) para ser utilizado para abater seu consumo

em outro posto tarifário (caso de consumidores com tarifa horária) ou em faturas de meses

futuros. Pela REN nº482/2012 o crédito em energia possuía a validade de 36 meses, no entanto,

conforme a resolução da ANEEL nº687/2015 esse prazo passou para 60 meses.

Figura 3.6 - Procedimentos e etapas de acesso


29

Além do abatimento na fatura da própria unidade geradora, o consumidor tem a

possibilidade de utilizar os créditos em outra unidade dentro da mesma concessionária através

de:

Autoconsumo Remoto, unidades consumidoras em locais distintos, porém com mesmo

titular (pessoa jurídica ou pessoa física) e na mesma concessionária;

Geração Compartilhada, reunião de consumidores através de consórcio ou cooperativa,

que possua unidade consumidora com micro ou mini geração em local diferente das

unidades consumidoras;

Condomínios, cada fração e área comum possui uso individualizado e constitui uma

unidade consumidora distinta, porém as unidades consumidoras devem estar localizadas

em uma mesma propriedade.

Mesmo com o sistema de compensação de energia não é possível zerar a fatura, já que

para as unidades consumidoras em que a energia injetada é superior à consumida ainda é

necessário o pagamento: do custo de disponibilidade – valor em reais do equivalente a 30 kWh

(monofásico), 50 kWh (bifásico) ou 100 kWh (trifásico) – pelos consumidores do Grupo B

(baixa tensão); e, da demanda contratada pelos consumidores do Grupo A (alta tensão).


30

4 Levantamento do Potencial de Geração Solar

O presente capítulo objetiva apresentar o potencial técnico de geração fotovoltaica

distribuída no país mostrando sua viabilidade. Assim como também será levantado um

mapeamento do recurso solar por estados e, posteriormente, será estimada a demanda para estes

grupos. Ao final, serão exibidas as conclusões da comparação dos dados de potencial e

demanda.

4.1 Introdução

O potencial de uma fonte energética pode ser disposto em diferentes tipos – recurso,

técnico, econômico, e mercado – cada um com suas atribuições. O potencial técnico, o qual

será levantado para a geração fotovoltaica no país, representa a geração de energia alcançável

dado o desempenho do sistema, os limites topográficos e dos sistemas, e as limitações do uso

de terra (NREL, 2012).

O Brasil tem em seu território elevados índices de irradiação solar, o que permite a

exploração do seu potencial de geração de energia elétrica. Para que isso ocorra é necessária

uma metodologia que estime e mapeie em caráter nacional a área potencial dos telhados

residenciais para a geração de energia elétrica. A metodologia a ser empregada leva em

consideração as particularidades do ambiente, que são: irradiação solar no país; área de telhados

disponível; e, fatores que afetam no seu uso.

4.2 Potencial técnico de geração solar por unidade federativa

A metodologia a ser empregada para o levantamento da capacidade total de geração em

telhados residenciais no Brasil foi desenvolvida por LANGE (2012) e se baseia em três pontos:

1) níveis de irradiação solar no país; 2) área do telhado disponível para o SFCR; e 3) eficiência

na conversão pelo módulo fotovoltaico.

Na primeira etapa o mapa de irradiação solar será atribuído a cada unidade federativa

(UF), sendo extraídos os valores inferiores e superiores encontrados para o estado, o que irá

caracterizar dois cenários distintos para o levantamento do potencial técnico: A) a UF será

caracterizada pelo menor valor de irradiação solar presente em seu território; e B) a UF será

caraterizada pelo maior valor de irradiação solar encontrado em seu território. Em segundo, a

área dos telhados de cada UF será calculada pelos dados dos tipos de domicílios do censo

demográfico e estimativa da área de cada tipo e, em seguida, será estimada a área disponível


31

para uso pelo SFCR. Na última etapa os valores obtidos serão agregados. Os dados de irradiação

solar a serem utilizados são fornecidos pelo Instituto Nacional de Pesquisas Espaciais – INPE

e o censo demográfico, pelo Instituto Brasileiro de Geografia e Estatística – IBGE, (Figura 4.1).

Fonte: Elaboração própria.

A área de telhado disponível para a geração de energia depende não apenas da irradiação

solar incidente, mas de outros fatores também como: sombreamento devido a construções,

árvores, relevo; uso do telhado por caixas d’água, aparelhos de ar condicionado, antenas;

estrutura da construção do telhado. Todos estes fatores podem reduzir ou até mesmo impedir a

utilização do telhado pelo SFCR.

Num estudo a nível nacional a disponibilidade de informações acerca da área disponível

nos telhados é difícil de ser encontrada, já que informações desta natureza raramente são

coletadas. Consequentemente, este dado deve ser estimado a partir de outra base de informações

como, por exemplo, censos demográficos do número de pessoas pelo tipo de domicílio de

moradores permanentes. Além disso, para a análise deve ser estimado um fator com valor fixo

para a redução da área devido aos impedimentos. Desta forma, pode-se esperar que as regiões

com maior potencial serão as regiões mais povoadas e com maior radiação solar.

4.2.1 Irradiação solar

Os principais mapas de irradiação solar gerados são: irradiação solar Global Horizontal,

irradiação solar Direta Normal e irradiação solar no Plano Inclinado na Latitude. Para este

estudo foi escolhido o mapa de irradiação no Plano Inclinado na Latitude, por representar a

incidência no melhor ângulo para a instalação dos painéis fotovoltaicos.

Os dados de irradiação foram obtidos do LABREN (Laboratório de Modelagem e

Estudos de Recursos Renováveis de Energia) / CCST (Centro de Ciência do Sistema Terrestre)

/ INPE (Instituto Nacional de Pesquisas Espaciais) – Brasil no formato shapefile (formato de

dados vetoriais) com resolução 10 km x 10 km, com o objetivo de se analisar no software

Mapeamento do Potencial Técnico

Solar por UF

Irradiação máxima e mínima por UF

Irradiação solar (INPE)

Área disponível de telhados

Fator de área aproveitável (Literatura)

Área de telhados

Número dos tipos de domicílios

Dados do Censo Demográfico

(IBGE)

Área média por tipo de domicílio

(Literatura)

Figura 4.1 - Fluxograma da metodologia do mapeamento do potencial técnico solar


32

ArcGIS com maior precisão. A tabela de atributos destes dados contém para cada célula um

código identificador, suas coordenadas geográficas e as médias anuais e mensais da irradiação

no plano inclinado na latitude em Wh/m²/dia.

No entanto, para a análise desejada era necessário que os valores de irradiação fossem

dispostos com os municípios e unidades federativas (UF). Desta forma através do banco de

dados disponibilizado pelo IBGE foi obtida a geometria em formato de shapefile das malhas

dos setores censitários (delimitação dos municípios e UF). Dispondo dos arquivos necessários

partiu-se para a preparação dos dados. Inicialmente foram adicionadas a camada de irradiação

e a camada dos limites das UF (Figura 4.2). Para atribuir as médias anuais de irradiação solar

no plano inclinado às UF as duas camadas foram cruzadas e as médias de irradiação das células

que cruzam cada UF foram atribuídas a eles (a ferramenta de análise por interseção no ArcGIS

foi utilizada). O resultado desta análise foi uma nova camada de interseção dos valores de

irradiação e dos limites das UF. O próximo passo foi a adição da camada de fronteiras

municipais. Então, novamente foi utilizada a ferramenta de análise por interseção desta camada

com a camada resultante do passo anterior.

Fonte: Elaboração própria – ArcGIS.

O resultado final foi uma camada em que o valor médio de irradiação do plano inclinado

anual está atribuído a cada setor censitário de acordo com a cidade, UF e região do país. A

Figura 4.3 ilustra a camada resultante para uma porção do interior do estado de São Paulo. Deste

arquivo final foi gerada uma tabela com os seguintes dados resultantes da análise: código

identificador da célula, município, UF, região, média anual de irradiação solar no plano

inclinado.

Figura 4.2 - Camada das fronteiras estaduais


33

Fonte: Elaboração própria – ArcGIS.

Os dados disponíveis foram tratados de forma a se obter os valores mínimos e máximos

presentes nas UF, como proposto na metodologia adotada para o levantamento do potencial

técnico solar. Estes valores são apresentados na Tabela 4.1.

Tabela 4.1 - Mínimas e máximas de irradiação (Wh/m²/dia) por UF

UF/Irradiação Mín de ANUAL (Wh/m²/dia) Máx de ANUAL (Wh/m²/dia)

CENTRO-OESTE

DISTRITO FEDERAL BRASÍLIA 5388 BRASÍLIA 5615

GOIÁS MINEIROS 5230 FLORES DE GOIÁS 5804

MATO GROSSO COLNIZA 4505 ARAGUAIANA 5518

MATO GROSSO DO SUL ARAL MOREIRA 4968 PARANAÍBA 5467

NORDESTE

ALAGOAS SÃO LUÍS DO QUITUNDE 4984 PIAÇABUÇU 5692

BAHIA CAMACAN 4638 SENTO SÉ 6159

CEARÁ ARACOIABA 5297 ICAPUÍ 6064

MARANHÃO BARREIRINHAS 4683 ALTO PARNAÍBA 5729

PARAÍBA ALAGOA GRANDE 5181 CARRAPATEIRA 6071

PERNAMBUCO PRIMAVERA 4981 BELÉM DO SÃO FRANCISCO 5961

PIAUÍ RIBEIRO GONÇALVES 5370 DOM INOCÊNCIO 6066

RIO GRANDE DO NORTE SÃO BENTO DO TRAIRÍ 5378 AREIA BRANCA 6059

SERGIPE RIACHÃO DO DANTAS 5153 BARRA DOS COQUEIROS 5654

NORTE

ACRE ACRELÂNDIA 4533 MARECHAL THAUMATURGO 4807

AMAPÁ LARANJAL DO JARI 4404 OIAPOQUE 5163

AMAZONAS SANTA ISABEL DO RIO NEGRO 3993 BARCELOS 4980

PARÁ PRAINHA 4267 VISEU 5258

RONDÔNIA GOV. JORGE TEIXEIRA 4311 CABIXI 5006

RORAIMA CARACARAÍ 4287 AMAJARI 5420

TOCANTINS ESPERANTINA 4937 AURORA DO TOCANTINS 5790

Figura 4.3 - Camada resultante em uma porção do interior do estado de SP


34

Continuação Tabela 4.1

UF/Irradiação Mín de ANUAL (Wh/m²/dia) Máx de ANUAL (Wh/m²/dia)

SUDESTE

ESPÍRITO SANTO DIVINO DE SÃO LOURENÇO 4640 LINHARES 5396

MINAS GERAIS SAPUCAÍ-MIRIM 4603 JUVENÍLIA 6023

RIO DE JANEIRO PARATY 4313 S. FRANCISCO DE ITABAPOANA 5313

SÃO PAULO CANANÉIA 3840 ITUVERAVA 5451

SUL

PARANÁ GUARATUBA 3782 NOSSA SENHORA DAS GRAÇAS 5298

RIO GRANDE DO SUL CAMBARÁ DO SUL 4176 BARRA DO QUARAÍ 5189

SANTA CATARINA GARUVA 3782 DIONÍSIO CERQUEIRA 4951 Fonte: Elaboração própria.

4.2.2 Domicílios

Como o Brasil não possui um cadastro da área de telhados de todos os domicílios essa

informação deve ser estimada a partir de outros dados e informações disponíveis. Desta forma

para a estimativa da área foi escolhida como base de dados o número de domicílios no país,

esta informação é disponibilizada pelo IBGE através da Pesquisa Nacional por Amostra de

Domicílios (PNAD), que “é uma pesquisa por amostra de domicílios, de abrangência nacional,

planejada para atender diversos propósitos”, segundo define o IBGE.

Os domicílios são classificados por: particular permanente, um domicílio com a

finalidade exclusiva de servir de moradia; e coletivo, pode ser uma instituição ou

estabelecimento onde as pessoas são moradoras ou não. Durante a coleta dos dados os

moradores de domicílios particulares permanentes são classificados pelo tipo de domicílio:

casa, um edifício de um ou mais pavimentos ocupado integralmente por um único domicílio; e

apartamento, um edifício de um ou mais pavimentos com mais de um domicílio particular

permanente, servidos de espaços comuns. Os dados do número de domicílios do PNAD por

tipo e divididos por UF são apresentados na Tabela 4.2.

Tabela 4.2 - Domicílios particulares permanentes por tipo de domicílio

Região/UF

Domicílios particulares

permanentes (1000 domicílios)

Região/UF



Casa Apartamento Casa Apartamento

CENTRO-OESTE SUDESTE

DISTRITO FEDERAL 703 274 ESPÍRITO SANTO 1120 241

GOIÁS 2098 100 MINAS GERAIS 6151 894

MATO GROSSO 1057 52 RIO DE JANEIRO 4681 1242

MATO GROSSO DO SUL 871 32 SÃO PAULO 12801 2284


35


Região/UF



Região/UF



Casa Apartamento Casa Apartamento

NORTE

NORDESTE ACRE 214 9

ALAGOAS 992 55 AMAPÁ 193 12

BAHIA 4610 399 AMAZONAS 936 100

CEARÁ 2684 146 PARÁ 2277 80

MARANHÃO 1889 64 RONDÔNIA 551 39

PARAÍBA 1131 123 RORAIMA 145 5

PERNAMBUCO 2765 207 TOCANTINS 489 7

PIAUÍ 939 17 SUL

RIO GRANDE DO NORTE 1013 71 PARANÁ 3492 377

SERGIPE 674 28 RIO GRANDE DO SUL 3503 601

SANTA CATARINA 2081 350 Fonte: Elaboração própria.

Para o cálculo da estimativa da área de telhados serão utilizados os valores das áreas

médias por tipo de domicílio propostos por Ghisi (2006). O autor estima em seu estudo uma

área de telhado média de 85m² por casa e 3.75m² por pessoa para apartamento, o que retorna

aproximadamente 15m² por apartamento. Outra estimativa necessária para o cálculo da área de

telhados é o fator de aproveitamento do telhado, valor este que varia muito em decorrência do

local e das características dos domicílios. L. K. Wiginton et al. apresenta em seu estudo um

processo de redução da área que leva em consideração a orientação dos domicílios, a

porcentagem dos seus tipos e o uso e sombreamento dos telhados. Além de listar diversos

estudos sobre a fração da área de telhado disponível, em que é possível observar que os valores

variam entre 0,3 e 0,9, dependendo do método utilizado.

Devido à falta de literatura no Brasil sobre o fator de redução para o aproveitamento da

área do telhado serão considerados três cenários: 1) conservador, com fator de aproveitamento

0,3; 2) intermediário, com fator de aproveitamento 0,6; e 3) conveniente solar, com fator de

aproveitamento 0,9.

Com os dados obtidos do PNAD e com os fatores adotados a partir da literatura pode-

se calcular a área aproveitável de telhado. A metodologia detalhada para o cálculo é

apresentada.

𝐴𝑇𝑒𝑇 = (𝐷𝐶𝐴 ∙ 𝐴𝑇𝑒𝐶𝐴) + (𝐷𝐴𝑃 ∙ 𝐴𝑇𝑒𝐴𝑃) (5)

Onde: 𝐴𝑇𝑒𝑇 = Área total de telhados em domicílios [m²];

𝐷𝐶𝐴 = Número de domicílios do tipo casa;


36

𝐴𝑇𝑒𝐶𝐴 = Área de telhado média por casa [m²];

𝐷𝐴𝑃 = Número de domicílios do tipo apartamento;

𝐴𝑇𝑒𝐴𝑃 = Área de telhado média por apartamento [m²];

𝐴𝑇𝑒𝐴𝑃𝑅 = 𝐴𝑇𝑒𝑇 ∙ 𝐹𝐴𝑃𝑅 (6)

Onde: 𝐴𝑇𝑒𝐴𝑃𝑅 = Área de telhados aproveitável em domicílios [m²];

𝐹𝐴𝑃𝑅 = Fator de aproveitamento;

Aplicando esta metodologia para cada UF e considerando os três cenários propostos, 1)

conservador, 2) intermediário e 3) conveniente solar, obtém-se a Tabela 4.3:

Tabela 4.3 - Mapeamento de telhados residenciais por UF

Região/UF Área telhado

total (km²)

Área telhado aproveitável Cen.1 (km²)



CENTRO-OESTE

DF 63.865 19.160 38.319 57.479

GO 179.830 53.949 107.898 161.847

MT 90.625 27.188 54.375 81.563

MS 74.515 22.355 44.709 67.064

NORDESTE

AL 85.145 25.544 51.087 76.631

BA 397.835 119.351 238.701 358.052

CE 230.330 69.099 138.198 207.297

MA 161.525 48.458 96.915 145.373

PB 97.980 29.394 58.788 88.182

PE 238.130 71.439 142.878 214.317

PI 80.070 24.021 48.042 72.063

RN 87.170 26.151 52.302 78.453

SE 57.710 17.313 34.626 51.939

NORTE

AC 18.325 5.498 10.995 16.493

AP 16.585 4.976 9.951 14.927

AM 81.060 24.318 48.636 72.954

PA 194.745 58.424 116.847 175.271

RO 47.420 14.226 28.452 42.678

RR 12.400 3.720 7.440 11.160

TO 41.670 12.501 25.002 37.503

SUDESTE

ES 98.815 29.645 59.289 88.934

MG 536.245 160.874 321.747 482.621

RJ 416.515 124.955 249.909 374.864

SP 1122.345 336.704 673.407 1010.111


37


Região/UF Área telhado

total (km²)




SUL

PR 302.475 90.743 181.485 272.228

RS 306.770 92.031 184.062 276.093

SC 182.135 54.641 109.281 163.922 Fonte: Elaboração própria

4.2.3 Eficiência dos componentes

Um SFCR possui perdas durante o seu processo de conversão de energia, devido à

fatores climáticos, intrínsecos dos componentes e, também, do local de sua instalação. No

entanto, as perdas mais significativas são decorrentes da eficiência dos módulos fotovoltaicos

e do inversor. Segundo CRESESB (2012), a eficiência máxima, sob determinada condição de

carga, que os inversores atingem varia de 0,98 a 0,94. Enquanto que os módulos fotovoltaicos

de silício, que são os mais presentes no mercado, possuem eficiência em produção de 0,14 a

0,18. Desta forma, nesse estudo serão considerados inversores com eficiência de 0,94 e módulos

fotovoltaicos com eficiência de 0,14. A eficiência total do sistema é calculada.

𝜂𝑇 = 𝜂𝐼𝑛𝑣 ∙ 𝜂𝑀𝐹 (7)

Onde: 𝜂𝑇 = Eficiência total do sistema

𝜂𝐼𝑛𝑣 = Eficiência do inversor

𝜂𝑀𝐹 = Eficiência do módulo fotovoltaico

Então, obtém-se uma eficiência global de 0,13.

4.2.4 Potencial técnico fotovoltaico

Para o cálculo da irradiação total nos telhados por UF deve-se multiplicar a irradiação

média por m² pela área aproveitável de telhados, segundo a Equação 8. Considera-se também

um fator de eficiência na conversão da energia incidente.

𝐼𝑇 = 𝐼𝑀𝐴 ∙ 𝐴𝑇𝑒𝐴𝑃𝑅 ∙ 𝜂𝑇 (8)

Onde: 𝐼𝑇 = Irradiação solar no plano inclinado total na área de telhados aproveitável

[Wh/dia];

𝐼𝑀𝐴 = Média anual da irradiação solar no plano inclinado [Wh/m²/dia];


38

Aplicando esta equação para cada UF e levando em consideração os cenários A) e B)

propostos na metodologia escolhida, resulta a Tabela 4.4.

Tabela 4.4 - Potencial Fotovoltaico em telhados residenciais por UF

Região/UF

Total de irradiação solar no plano inclinado na área de telhado aproveitável (GWh/dia)

Cen.1A Cen.1B Cen.2A Cen.2B Cen.3A Cen.3B

CENTRO-OESTE

DF 13,59 14,16 27,17 28,32 40,76 42,47

GO 37,13 41,21 74,26 82,41 111,39 123,62

MT 16,12 19,74 32,24 39,49 48,35 59,23

MS 14,62 16,08 29,23 32,17 43,85 48,25

NORDESTE

AL 16,75 19,13 33,51 38,27 50,26 57,40

BA 72,85 96,74 145,69 193,47 218,54 290,21

CE 48,17 55,14 96,34 110,29 144,50 165,43

MA 29,86 36,53 59,73 73,07 89,59 109,60

PB 20,04 23,48 40,08 46,97 60,12 70,45

PE 46,83 56,04 93,66 112,08 140,48 168,12

PI 16,98 19,18 33,95 38,35 50,93 57,53

RN 18,51 20,85 37,02 41,70 55,52 62,56

SE 11,74 12,88 23,48 25,76 35,22 38,65

NORTE

AC 3,28 3,48 6,56 6,96 9,84 10,43

AP 2,88 3,38 5,77 6,76 8,65 10,14

AM 12,78 15,94 25,56 31,87 38,34 47,81

PA 32,81 40,43 65,61 80,85 98,42 121,28

RO 8,07 9,37 16,14 18,74 24,21 28,12

RR 2,10 2,65 4,20 5,31 6,30 7,96

TO 8,12 9,53 16,24 19,05 24,37 28,58

SUDESTE

ES 18,10 21,05 36,20 42,10 54,30 63,15

MG 97,45 127,51 194,90 255,03 292,35 382,54

RJ 70,92 87,37 141,85 174,73 212,77 262,10

SP 170,15 241,53 340,30 483,07 510,45 724,60

SUL

PR 45,16 63,27 90,33 126,53 135,49 189,80

RS 50,58 62,85 101,15 125,69 151,73 188,54

SC 27,20 35,60 54,39 71,20 81,59 106,80 Fonte: Elaboração própria


39

4.2.5 Resultados

Da metodologia aplicada ao levantamento do potencial técnico de geração solar foi

elaborada a Figura 4.4 contendo os mapas de potencial técnico de geração fotovoltaica em

telhados de residências por unidade federativa em cada cenário adotado (Tabela 4.5).

Tabela 4.5 - Cenários de estudo

Cenários Conservador (fator de aproveitamento 0.3)

Intermediário (fator de aproveitamento 0.6)

Conveniente solar (fator de aproveitamento 0.9)

Menor valor de irradiação solar na UF

1A 2A 3A

Maior valor de irradiação solar na UF

1B 2B 3B

Fonte: Elaboração própria

Para o levantamento deste estudo do potencial em carácter nacional foi necessário que

algumas premissas fossem adotadas, devido à falta de dados na escala escolhida. Apesar disso,

a metodologia resultou em dados que nos permitem ter uma noção da faixa do potencial de cada

unidade federativa e poder compará-las. Dos mapas observa-se que nas regiões mais povoadas

existem os maiores potenciais de geração, isso se deve a compensação da menor irradiação pela

maior quantidade de domicílios, ou seja, maior área de telhados.

Mapa 1 – Cenário 1A

GWh/dia

2.10 – 10.00

10.01 – 30.00

30.01 – 70.00

70.01 – 100.00

100.01 – 170.15

Mapa 2 – Cenário 1B

GWh/dia

2.65 – 20.00

20.01 – 50.00

50.01 – 100.00

100.01 – 200.00

200.01 – 241.53

Figura 4.4 - Mapas de Potencial Técnico de Geração Fotovoltaica em telhados de residências

por UF


40


4.3 Consumo de energia elétrica por unidade federativa

A demanda se torna um dado interessante para ser estudado, já que a partir dela e do

potencial analisados em mesma escala é possível observar as condições quanto ao

aproveitamento fotovoltaico. Então, para a estimativa da demanda total por unidade federativa

serão utilizados os dados do Anuário Estatístico de Energia Elétrica 2017 fornecido pela

Empresa de Pesquisas Energéticas (EPE) com ano base 2016.

O anuário disponibiliza para o panorama nacional o consumo de energia elétrica

dividido por setores, assim a Tabela 4.6 apresenta o consumo residencial por região e UF.


GWh/dia

6.30 – 50.00

50.01 – 150.00

150.01 – 250.00

250.01 – 400.00

400.01 – 510.45


GWh/dia

7.96 – 50.00

50.01 – 150.00

150.01 – 250.00

250.01 – 500.00

500.01 – 724.60

GWh/dia

4.20 – 30.00

30.01 – 70.00

70.01 – 130.00

130.01 – 230.00

230.01 – 340.30


GWh/dia

5.31 – 40.00

40.01 – 100.00

100.01 – 170.00

170.01 – 300.00

300.01 – 483.07


Continuação Figura 4.4


41

Tabela 4.6 - Consumo residencial anual por UF (2016)

Região/UF Consumo anual residencial 2016

(GWh)

Região/UF Consumo anual residencial 2016

(GWh)

NORTE

CENTRO-OESTE AC 448

DF 2252 AP 621

GO 4383 AM 2125

MT 2550 PA 3746

MS 1791 RO 1151

NORDESTE RR 471

AL 1307 TO 914

BA 6889 SUDESTE

CE 4129 ES 2386

MA 3125 MG 10613

PB 1812 RJ 13706

PE 4852 SP 38091

PI 1629 SUL

RN 2082 PR 7003

SE 1086 RS 8273

SC 5438 Fonte: Elaboração própria

4.4 Comparação potencial técnico fotovoltaico contra consumo

A fim de se estudar a capacidade de suprir o consumo elétrico residencial pela geração

fotovoltaica serão relacionados o potencial técnico fotovoltaico com o consumo de energia

elétrica nas residências. Para esta análise o cenário 1A será o escolhido, já que dentre os

cenários adotados representa o pior caso – menor valor de irradiação na UF e menor fator de

aproveitamento – desta forma a análise tendo um resultado positivo significa que, teoricamente,

os estados possuem condições de suprir seu consumo integralmente.

Da Tabela 4.4 (Potencial Fotovoltaico em telhados residenciais por UF) obtém-se os

valores de irradiação em GWh/dia e da Tabela 4.6 (Consumo residencial anual por UF (2016)),

os valores de consumo em GWh. Com estes dados e o procedimento a ser apresentado pode-se

calcular a capacidade das UF em suprir seu consumo.

𝐼𝑇𝑎 = 𝐼𝑇 ∙ 365 (9)

Onde: 𝐼𝑇𝑎 = Irradiação solar total anual na área de telhados aproveitável [Wh];

𝐶𝑃 =

𝐼𝑇𝑎

𝐶𝐴𝑅

(10)

Onde: 𝐶𝑃 = Capacidade de suprimento da energia;

𝐶𝐴𝑅 = Consumo anual residencial [GWh];


42

Tabela 4.7 - Capacidade de suprimento de energia por UF

Região/UF Capacidade de

suprimento de energia Região/UF

Capacidade de suprimento de energia

NORTE

CENTRO-OESTE AC 267%

DF 220% AP 169%

GO 309% AM 219%

MT 231% PA 320%

MS 298% RO 256%

NORDESTE RR 163%

AL 468% TO 324%

BA 386% SUDESTE

CE 426% ES 277%

MA 349% MG 335%

PB 404% RJ 189%

PE 352% SP 163%

PI 380% SUL

RN 324% PR 235%

SE 395% RS 223%

SC 183% Fonte: Elaboração própria.

Da Figura 4.5, percebe-se que o potencial de geração é de 1,6 até quase 4,7 vezes o

consumo de energia elétrica (ano base 2016) na UF fazendo com que, ao menos em teoria, todas

as UF tenham condições de suprir seu consumo totalmente. Além disso, considerando o

aumento do número de domicílios e aprimoramento da tecnologia dos sistemas fotovoltaicos

em geral o potencial tende apenas a aumentar.


%

163 – 209

210 – 269

270 – 329

330 – 399

400 – 468

Figura 4.5 - Capacidade de suprimento de energia/UF


43

5 Análise Econômica dos Sistemas Fotovoltaicos

O capítulo tem a finalidade de definir uma residência modelo além de apresentar e

implementar o modo como se dará a análise econômica dos consumidores residenciais em cada

unidade federativa tendo como bases a tarifa da principal concessionária distribuidora de

energia elétrica e o consumo médio da residência modelo, ambos definidos por unidade

federativa.

5.1 Residência modelo

Para a definição de uma residência modelo para o presente estudo é considerado o

Sistema de Compensação de Energia Elétrica no formato de Autoconsumo Remoto, em que a

própria unidade consumidora irá utilizar os créditos em energia gerados por ela. De acordo com

a regulação vigente não é permitida a venda do excedente de energia gerada para outros

consumidores, desta forma a geração de energia elétrica fica limitada ao consumo médio mensal

do domicílio descontado o consumo mínimo para os consumidores de baixa tensão, a chamada

disponibilidade da energia elétrica imposta pelas concessionárias.

Para a definição do sistema fotovoltaico conectado à rede a ser empregado nas

residências modelo para cada unidade federativa será utilizada uma metodologia para o seu

dimensionamento. A metodologia será apresentada e explicada a fim de ser aplicada em cada

estado, obtendo um sistema base por unidade federativa.

5.1.1 Dimensionamento básico do sistema fotovoltaico conectado à rede

O dimensionamento do sistema fotovoltaico é a adequação dos módulos fotovoltaicos e

sua necessidade de geração para suprir a demanda da unidade consumidora junto com a energia

radiante recebida do sol. Portanto, o sistema envolve a orientação dos módulos, a

disponibilidade da área, a disponibilidade do recurso solar e o consumo da unidade. As

principais etapas do projeto podem ser definidas como: 1-análise do consumo de energia

elétrica; 2-levantamento do potencial solar disponível; 3-dimensionamento do gerador

fotovoltaico; 4-dimensionamento do inversor.

5.1.1.1 Análise do consumo de energia elétrica

A legislação do setor elétrico prevê o custo de disponibilidade, que varia de acordo com

o tipo de ligação entre a unidade consumidora e a rede sendo faturado independentemente de


44

ter sido consumida no período de faturamento. Desta forma, não é conveniente gerar toda a

energia consumida, já que o valor referente a disponibilidade será sempre contabilizado, então

é gerado um valor apenas para compensação da energia elétrica. Este valor é definido na

Equação 11.

𝐸𝐶 = 𝐸𝑀 − 𝐷 (11)

Onde: 𝐸𝐶 = Energia de Compensação média mensal [kWh/mês];

𝐸𝑀 = Consumo Residencial médio mensal [kWh/mês];

𝐷 = Disponibilidade [kWh/mês].

Para o dimensionamento do SFCR utiliza-se o valor da geração diária, a fim de que seja

determinada a potência ideal do sistema para suprir essa demanda diária média. Este valor é

obtido conforme a Equação 12.

𝐸𝐶𝐷 =

𝐸𝐶

30

(12)

Onde: 𝐸𝐶𝐷 = Energia de Compensação média diária [kWh/dia];

5.1.1.2 Levantamento do potencial solar disponível

Busca-se quantificar a irradiação solar disponível incidente sobre os módulos

fotovoltaicos. Para a análise são utilizados os valores de mínima anual da irradiação solar no

plano inclinado na latitude arranjados por unidade federativa, já obtidos no Levantamento do

Potencial Solar (Tabela 4.1), estes valores foram adotados como referência no projeto dos

sistemas para que seja garantida a demanda de energia elétrica durante todo o ano.

Para a estimativa de geração de energia elétrica são ignoradas as variações de irradiação

solar a cada instante e é considerada a energia elétrica total convertida em um intervalo horário.

Assim, define-se o número de horas de sol pleno – HSP – que expressa a energia solar

acumulada durante um dia. O módulo fotovoltaico irá gerar sua potência de pico quando a

irradiância solar incidente nele for de 1 kW/m², então o HSP reflete o número de horas

necessárias de irradiância solar constante deste valor para que a energia resultante seja

equivalente a disponibilizada durante um dia. A Equação 13 apresenta o cálculo para esta

grandeza.

𝐻𝑆𝑃 =

𝐼𝑀𝐴

𝐼𝐶

(13)

Onde: 𝐻𝑆𝑃 = Horas de Sol Pleno [h/dia];

𝐼𝑀𝐴 = Média anual de irradiação solar no plano inclinado [kWh/m²/dia];

𝐼𝐶 = Irradiância solar constante e igual a 1 [kW/m²];


45

5.1.1.3 Dimensionamento do gerador fotovoltaico

O sistema será determinado pela sua potência de pico, que é a potência máxima que o

arranjo dos módulos fotovoltaicos poderá gerar e injetar na rede de distribuição. A potência

pico é calculada conforme a Equação 14. Desta forma, com a radiação solar diária, o sistema

irá produzir sua potência pico multiplicada pela radiação solar, ou seja, sua energia consumida

diariamente.

𝑃𝑝𝑖𝑐𝑜 =

𝐸𝐶𝐷

𝐻𝑆𝑃

(14)

Onde: 𝑃𝑝𝑖𝑐𝑜 = Potência pico do SFCR [kWp];

A partir do valor de potência pico do sistema, calcula-se a quantidade de módulos

fotovoltaicos a serem utilizados pela Equação 15.

𝑁𝑚 =

𝑃𝑝𝑖𝑐𝑜

𝑀𝐹𝑝𝑖𝑐𝑜∙ 1000

(15)

Onde: 𝑁𝑚 = Número de módulos fotovoltaicos;

𝑀𝐹𝑝𝑖𝑐𝑜 = Potência pico do módulo fotovoltaico escolhido [Wp];

Com o número de módulos fotovoltaicos e suas dimensões é possível estimar a área de

telhado ocupada pelo sistema, como na Equação 16.

𝐴𝑆𝐹𝐶𝑅 = 𝑁𝑚 ∙ 𝐿𝑚 ∙ 𝐶𝑚 (16)

Onde: 𝐴𝑆𝐹𝐶𝑅 = Área ocupada pelos módulos fotovoltaicos [m²];

𝐿𝑚 = Largura do módulo fotovoltaico [m];

𝐶𝑚 = Comprimento do módulo fotovoltaico [m];

5.1.1.4 Dimensionamento do inversor

Para o dimensionamento do inversor considera-se a potência do gerador fotovoltaico e

suas características elétricas, além do local a ser instalado e da robustez das estruturas de

suporte. Na escolha do fabricante deve-se considerar se o equipamento está em conformidade

com as normas e certificações do Inmetro para que possa ser instalado e aceito pelas

concessionárias de energia.

Como os inversores possuem um elevado custo, seu dimensionamento deve ser tal que

não opere durante grandes intervalos de tempo em potências demasiadamente abaixo da

nominal e nem sobrecarregado de forma a otimizar o equipamento obtendo um custo final da

energia gerada mais competitivo. Portanto, recomenda-se que a potência do inversor deve ser

igual a potência nominal da geração.


46

A faixa de tensão de operação do inversor deve ser compatível com a tensão do gerador

fotovoltaico, assim, dados como a máxima tensão do sistema devem ser considerados no

dimensionamento. Esta tensão máxima irá ocorrer quando o painel estiver em circuito aberto e

em baixas temperaturas, como ao nascer do sol durante o inverno. Para determinar a tensão do

módulo em temperaturas diferentes da nominal deve-se verificar seu coeficiente de temperatura

da tensão de circuito aberto. Além da tensão, a corrente máxima CC do inversor também é

verificada através do cálculo do número máximo de fileiras de módulos conectados em paralelo.

5.1.1.5 Considerações

Através do dimensionamento básico do sistema fotovoltaico obtém-se uma estimativa

do sistema a ser instalado, suas características e geração. No entanto, são necessárias correções

baseadas na verificação das reais condições da instalação do arranjo fotovoltaico para obter

resultados mais refinados. Como a análise proposta neste trabalho tem caráter nacional, a

aquisição dos dados reais destas condições é difícil por não se ter um local específico da

instalação. Porém, os resultados do dimensionamento básico retornaram os dados necessários

para a análise com qualidade apropriada. Serão apresentadas algumas das correções e

considerações necessárias para o resultado mais preciso da geração do SFCR.

O módulo fotovoltaico é especificado pela sua potência de pico, no entanto, as

características e informações de desempenho disponibilizadas pelo fabricante referem-se às

condições padrões de teste (Standard Test Conditions - STC), a 1000 W/m² e 25⁰ C, portanto

ao projetar um sistema é necessário corrigir os parâmetros em relação às condições reais de

operação. São corrigidos: a potência pico – que irá apresentar um valor inferior devido a perda

de potência com o aumento da temperatura, sendo necessário após a correção recalcular o

número de painéis do sistema; a tensão mínima do módulo – é utilizada para dimensionar o

inversor já que um nível de tensão mínimo deve ser entregue pelo conjunto de módulos para

que o inversor opere, a partir do valor corrigido é calculada a quantidade mínima de módulos

fotovoltaicos por string; tensão máxima do módulo – é utilizada para dimensionar o inversor,

consiste no nível de tensão máximo a ser entregue pelo conjunto de módulos instalados para

que o inversor não tenha sua proteção interna atuando; e, a corrente máxima do módulo – é a

corrente de curto circuito do módulo, através dela será determinado o número máximo de

strings que podem ser conectadas em paralelo, definindo a corrente máxima de entrada no

inversor.


47

5.1.2 Consumo residencial médio por UF

Para se determinar a demanda de uma unidade consumidora pode-se somar as energias

consumidas por cada equipamento a partir de uma tabela onde são listados os equipamentos,

suas potências, seu tempo de uso diário e os dias de utilização por semana. No entanto, como o

estudo a ser realizado propõe uma análise em caráter nacional, em que dados de número médio

de equipamentos por residência e por estado são escassos, considerou-se o consumo residencial

por estado fornecido pelo Anuário Estatístico de Energia Elétrica 2017. O anuário fornece o

consumo e o número de consumidores discriminados pelos setores: residencial, comercial,

industrial, rural e poder público; desta forma obtém-se do consumo residencial o consumo das

casas e apartamentos por estado.

Para a definição da residência modelo é necessário o consumo médio de uma residência

em cada estado, logo com os dados de consumo residencial anual total e número total de

consumidores residenciais, consegue-se este dado conforme Equação 17.

𝐶𝑅𝑀 =

𝐶𝑅𝐴 ∙ 106

𝑁𝐶𝑜𝑅𝑒 ∙ 12

(17)

Onde: 𝐶𝑅𝑀 = Consumo residencial médio [kWh];

𝐶𝑅𝐴 = Consumo residencial anual total [GWh];

𝑁𝐶𝑜𝑅𝑒 = Número de consumidores residenciais;

Realizando o cálculo proposto para cada unidade federativa obtém-se o consumo

residencial médio por UF, como apresentado na Tabela 5.1.


48

Tabela 5.1 - Consumo residencial médio por UF

Região/UF Consumo Residencial

Médio [kWh/mês]

Região/UF

Consumo Residencial Médio [kWh/mês]

NORTE

CENTRO-OESTE AC 185

DF 207 AP 292

GO 151 AM 218

MT 206 PA 149

MS 174 RO 218

NORDESTE RR 315

AL 106 TO 166

BA 111 SUDESTE

CE 131 ES 159

MA 124 MG 124

PB 115 RJ 175

PE 127 SP 191

PI 126 SUL

RN 144 PR 157

SE 115 RS 182 SC 202


5.1.3 Dimensionamento do SFCR por UF

Com os dados de consumo médio mensal e irradiação solar é possível o

dimensionamento do sistema fotovoltaico conectado à rede. São exibidos os resultados para

cada UF baseados na metodologia para o dimensionamento básico de um SFCR apresentada.

Além disso, são dimensionados: os sistemas pela energia de compensação média considerando

as três faixas de custo de disponibilidade e o sistema apenas pelo consumo residencial médio.

5.1.3.1 Sistema para ligação monofásica

Dos cálculos apresentados para o dimensionamento básico e considerando uma unidade

consumidora com ligação monofásica, isto é, possuindo um custo de disponibilidade em energia

de 30 kWh, resulta a Tabela 5.2.


49

Tabela 5.2 - Dimensionamento SFCR (Ec=Em-30)

Região/UF Nm Ppico [kWp]

Asfcr [m²]

Inversor [kW]


Asfcr [m²]

Inversor [kW]

NORTE

CENTRO-OESTE AC 4,00 1,30 7,78 2,00

DF 4,00 1,30 7,78 2,00 AP 7,00 2,28 13,61 3,00

GO 3,00 0,98 5,83 1,00 AM 5,00 1,63 9,72 2,00

MT 5,00 1,63 9,72 2,00 PA 3,00 0,98 5,83 1,00

MS 3,00 0,98 5,83 1,00 RO 5,00 1,63 9,72 2,00

NORDESTE RR 7,00 2,28 13,61 3,00

AL 2,00 0,65 3,89 1,00 TO 3,00 0,98 5,83 1,00

BA 2,00 0,65 3,89 1,00 SUDESTE

CE 2,00 0,65 3,89 1,00 ES 3,00 0,98 5,83 1,00

MA 3,00 0,98 5,83 1,00 MG 3,00 0,98 5,83 1,00

PB 2,00 0,65 3,89 1,00 RJ 4,00 1,30 7,78 2,00

PE 3,00 0,98 5,83 1,00 SP 5,00 1,63 9,72 2,00

PI 2,00 0,65 3,89 1,00 SUL

RN 3,00 0,98 5,83 1,00 PR 4,00 1,30 7,78 2,00

SE 2,00 0,65 3,89 1,00 RS 4,00 1,30 7,78 2,00

SC 5,00 1,63 9,72 2,00


5.1.3.2 Sistema para a ligação bifásica


consumidora com ligação bifásica, isto é, possuindo um custo de disponibilidade em energia de

50 kWh, resulta a Tabela 5.3.


50



Asfcr [m²]

Inversor [kW]


Asfcr [m²]

Inversor [kW]

NORTE

CENTRO-OESTE AC 4,00 1,30 7,78 2,00

DF 3,00 0,98 5,83 1,00 AP 6,00 1,95 11,67 2,00

GO 2,00 0,65 3,89 1,00 AM 5,00 1,63 9,72 2,00

MT 4,00 1,30 7,78 2,00 PA 3,00 0,98 5,83 1,00

MS 3,00 0,98 5,83 1,00 RO 5,00 1,63 9,72 2,00

NORDESTE RR 7,00 2,28 13,61 3,00

AL 2,00 0,65 3,89 1,00 TO 3,00 0,98 5,83 1,00

BA 2,00 0,65 3,89 1,00 SUDESTE

CE 2,00 0,65 3,89 1,00 ES 3,00 0,98 5,83 1,00

MA 2,00 0,65 3,89 1,00 MG 2,00 0,65 3,89 1,00

PB 2,00 0,65 3,89 1,00 RJ 3,00 0,98 5,83 1,00

PE 2,00 0,65 3,89 1,00 SP 4,00 1,30 7,78 2,00

PI 2,00 0,65 3,89 1,00 SUL

RN 2,00 0,65 3,89 1,00 PR 3,00 0,98 5,83 1,00

SE 2,00 0,65 3,89 1,00 RS 4,00 1,30 7,78 2,00 SC 5,00 1,63 9,72 2,00


5.1.3.3 Sistema para ligação trifásica


consumidora com ligação trifásica, isto é, possuindo um custo de disponibilidade em energia

de 100 kWh, resulta a Tabela 5.4.


51



Asfcr [m²]

Inversor [kW]


Asfcr [m²]

Inversor [kW]

NORTE

CENTRO-OESTE AC 2,00 0,65 3,89 1,00

DF 3,00 0,98 5,83 1,00 AP 5,00 1,63 9,72 2,00

GO 1,00 0,33 1,94 0,50 AM 4,00 1,30 7,78 2,00

MT 3,00 0,98 5,83 1,00 PA 2,00 0,65 3,89 1,00

MS 2,00 0,65 3,89 1,00 RO 3,00 0,98 5,83 1,00

NORDESTE RR 6,00 1,95 11,67 2,00

AL 1,00 0,33 1,94 0,50 TO 2,00 0,65 3,89 1,00

BA 1,00 0,33 1,94 0,50 SUDESTE

CE 1,00 0,33 1,94 0,50 ES 2,00 0,65 3,89 1,00

MA 1,00 0,33 1,94 0,50 MG 1,00 0,33 1,94 0,50

PB 1,00 0,33 1,94 0,50 RJ 2,00 0,65 3,89 1,00

PE 1,00 0,33 1,94 0,50 SP 3,00 0,98 5,83 1,00

PI 1,00 0,33 1,94 0,50 SUL

RN 1,00 0,33 1,94 0,50 PR 2,00 0,65 3,89 1,00

SE 1,00 0,33 1,94 0,50 RS 3,00 0,98 5,83 1,00

SC 3,00 0,98 5,83 1,00


5.1.3.4 Sistema desconsiderando o custo de disponibilidade


consumidora com sua energia de compensação média mensal igual ao seu consumo residencial

médio mensal, isto é, sem o custo de disponibilidade, resulta a Tabela 5.5.


52

Tabela 5.5 - Dimensionamento SFCR (Ec=Em)


Asfcr [m²]

Inversor [kW]


Asfcr [m²]

Inversor [kW]

NORTE

CENTRO-OESTE AC 5,00 1,63 9,72 2,00

DF 4,00 1,30 7,78 2,00 AP 7,00 2,28 13,61 3,00

GO 3,00 0,98 5,83 1,00 AM 6,00 1,95 11,67 2,00

MT 5,00 1,63 9,72 2,00 PA 4,00 1,30 7,78 2,00

MS 4,00 1,30 7,78 2,00 RO 6,00 1,95 11,67 2,00

NORDESTE RR 8,00 2,60 15,55 3,00

AL 3,00 0,98 5,83 1,00 TO 4,00 1,30 7,78 2,00

BA 3,00 0,98 5,83 1,00 SUDESTE

CE 3,00 0,98 5,83 1,00 ES 4,00 1,30 7,78 2,00

MA 3,00 0,98 5,83 1,00 MG 3,00 0,98 5,83 1,00

PB 3,00 0,98 5,83 1,00 RJ 5,00 1,63 9,72 2,00

PE 3,00 0,98 5,83 1,00 SP 6,00 1,95 11,67 2,00

PI 3,00 0,98 5,83 1,00 SUL

RN 3,00 0,98 5,83 1,00 PR 5,00 1,63 9,72 2,00

SE 3,00 0,98 5,83 1,00 RS 5,00 1,63 9,72 2,00

SC 6,00 1,95 11,67 2,00


5.1.3.5 Considerações para o dimensionamento do SFCR

No dimensionamento dos sistemas observa-se que a potência pico (Ppico) do sistema

fotovoltaico para alguns estados é baixa quando comparada com a potência do inversor solar

definido. Desta maneira, é necessário verificar outros parâmetros do inversor ao invés de sua

potência nominal apenas. Embora seja um dimensionamento básico do SFCR, deve-se garantir

a compatibilidade entre a tensão do gerador fotovoltaico com a faixa de tensão do inversor.

Portanto, nestes casos é necessário que o número de módulos (Nm) atendam aos requisitos.

Todos os dimensionamentos realizados atenderam a compatibilidade de tensão, assim, não foi

necessário fazer a correção de nenhum deles.

Conforme a Equação 15 apresenta, a potência de pico do módulo fotovoltaico é

necessária para o cálculo do número de módulos fotovoltaicos. Para a definição do módulo

fotovoltaico utilizado no SFCR são necessárias algumas considerações, como: garantia do

painel fotovoltaico – existem fabricantes que garantem uma potência mínima de 25 anos a 80%

da potência original; a eficiência do painel – no entanto quanto maior a eficiência mais caro

será o componente, sendo necessário analisar seu preço por geração (R$/W); a tolerância de

potência – indica a variação entre a potência do datasheet do painel com a energia real gerada;


53

o coeficiente de temperatura – descreve o rendimento do módulo com o aumento da

temperatura.

Após a análise destes critérios optou-se pela utilização de um módulo fotovoltaico de

potência nominal de 325 W (CanadianSolar CS6U-325P) para o dimensionamento dos SFCR,

a Figura 5.1 exibe os parâmetros técnicos do módulo escolhido.

Fonte: CanadianSolar Inc. (2016)

Para a definição do inversor solar utilizado no sistema também devem ser considerados

alguns parâmetros do equipamento, como: a potência do inversor – depende da potência do

sistema que se quer instalar, dos geradores fotovoltaicos; a faixa de tensão de operação – define

o número mínimo e máximo de módulos na string (conexão série), a tensão mínima de

funcionamento é a tensão de entrada em corrente contínua, que deve ser alcançada pelo arranjo

para que o inversor entre em operação; homologação – os inversores grid-tie (inversores para

a conexão e sincronização à rede pública de energia elétrica) devem estar em conformidade

com as normas exigidas para serem aceitos pelas distribuidoras e então conectados à rede, ou

seja, devem ser homologados pelo Inmetro. Este instituto disponibiliza uma tabela com todos

os modelos etiquetados no Programa Brasileiro de Etiquetagem Fotovoltaico.

Baseado nestas considerações foram escolhidos quatro inversores solares de acordo com

a potência requisitada pelo gerador fotovoltaico e seu número de módulos. Os inversores

possuem potências de 500 W, 1000 W, 2000 W e 3000 W sendo os seguintes equipamentos:

Figura 5.1 - Datasheet do módulo escolhido


54

microinversor APSystems YC500, ecoSolys Ecos1000 e Ecos2000, e Fronius Primo 3.0-1,

respectivamente. As informações técnicas dos inversores são exibidas nas Figuras 5.2, 5.3 e

5.4.

Fonte: APSystems (2016)

Figura 5.3 - Datasheet dos inversores ecoSolys

Fonte: ecoSolys (2018)

Características Técnicas

Dados de Entrada Ecos 1000 Ecos 2000

Potência Fotovoltaica Nominal 1000 W 2000 W

Tensão CC de partida 45 V 45 V

Máxima tensão CC 320 V 380 V

Corrente CC máxima 10A 10A

Faixa de operação MPPT 60~320V 125~380V

Quantidade MPPT 1 1

Conector CC Tipo MC4

Dados de Saída Ecos 1000 Ecos 2000

Potência nominal de saída 1000 W 2000 W

Máxima potência CA 1100 W 2200 W

Tensão nominal de saída 220V 220V

Corrente nominal de saída 4,7A 9,0A

Frequência nominal de saída 60 Hz 60 Hz

Eficiência 93% 96,6%

THD <0,5% <0,5%

Faixa de operação CA 57,5~62Hz; 176~242Vca

Fator de potência 1 1

Conexão CA Monofásica/bifásica

Figura 5.2 - Datasheet do microinversor APSystems


55

Figura 5.4 - Datasheet do inversor Fronius

Fonte: Fronius (2015)

5.1.4 Custo dos SFCR dimensionados

O custo dos sistemas fotovoltaicos é determinado pelo valor de aquisição dos

componentes do sistema, como: módulos fotovoltaicos, inversor, estruturas de suporte,

cabeamento e pelo valor da instalação e projeto do SFCR. Através do dimensionamento básico

foram determinados quais componentes seriam utilizados no sistema fotovoltaico e sua

quantidade, o que possibilita uma primeira estimativa de custo. No entanto, para a determinação

do valor final para a instalação do sistema projetado devem ser considerados os custos dos

demais componentes e da mão de obra e projeto, para estes “demais custos” será adotado uma

porcentagem do valor final do sistema.

A Tabela 5.6 apresenta os valores para a estimativa de preço do sistema fotovoltaico.

Os preços dos módulos fotovoltaicos e dos inversores são baseados nas médias dos valores

ofertados em lojas online do setor elétrico fotovoltaico e os “demais custos” é a adoção de uma

porcentagem sobre o valor final do sistema.

Tabela 5.6 - Custos dos componentes do SFCR

Componente Preço

Módulo fotovoltaico CanadianSolar CS6U-325P R$ 804,00

Microinversor Grid-Tie 0.5kW sem WI-FI APSystems - YC500 R$ 1.397,50

Inversor ecoSolys Ecos1000 R$ 1.949,00

Inversor ecoSolys Ecos2000 R$ 2.937,50

Inversor Fronius Primo 3.0-1 R$ 7.282,96

Demais custos (cabeamento, estrutura, mão de obra, projeto) 35%


DADOS DE ENTRADA PRIMO 3.0-1 Max. corrente de entrada (Idc max1 / Idc max2) 12.0 A / 12.0 A

Max. conjunto corrente curto-circuito (MPP1 /MPP2) 18.0 A / 18.0 A

Min. tensão de entrada (Udc min) 80 V

Feed-in tensão de entrada (Udc start) 80 V

Tensão nominal de entrada (Udc,r) 710 V

Max. tensão de entrada (Udc max) 1,000 V

Faixa de tensão MPP (Umpp min - Umpp max) 200 - 800 V

Numeros de rastreadores MPP 2

Numero de conexões CC 2 + 2

DADOS DE SAÍDA PRIMO 3.0-1 Tensão nominal de saída (Pac,r) 3,000 W

Max.potência de saida 3,000 VA

Max. corrente de saída (Iac max) 13.0 A

Conexão a rede (faixa de tensão) 1 ~ NPE 220 V / 230 V (180 V - 270 V)

Frequencia 50 Hz / 60 Hz (45 - 65 Hz)

Distorção harmônica total < 5 %

Fator de potência (cos φac,r) 0.85 - 1 ind. / cap.


56

O cálculo de custo final dos sistemas dimensionados por UF é apresentado pela Equação

18.

𝐶𝑓𝑖𝑛𝑎𝑙 =

(𝑁𝑚 ∙ 𝐶𝑚𝑓) + 𝐶𝑖𝑛𝑣

1 − %𝑑𝑐𝑢𝑠𝑡𝑜𝑠

(18)

Onde: 𝐶𝑓𝑖𝑛𝑎𝑙 = Custo final do sistema fotovoltaico [R$];

𝐶𝑚𝑓 = Custo do módulo fotovoltaico [R$];

𝐶𝑖𝑛𝑣 = Custo do inversor [R$];

%𝑑𝑐𝑢𝑠𝑡𝑜𝑠 = Porcentagem dos “demais custos”;

Aplicando a Equação 18 aos sistemas fotovoltaicos dimensionados por UF nos casos

em que a disponibilidade é considerada (30 kWh, 50 kWh e 100 kWh) e desconsiderada, obtém-

se a Tabela 5.7.

Tabela 5.7 - Custo de instalação dos SFCR

Região/UF

Custo Final

SFCR D=30kWh

SFCR D=50kWh

SFCR D=100kWh

SFCR D=0kWh

CENTRO-OESTE

DF R$ 9.466,92 R$ 6.709,23 R$ 6.709,23 R$ 9.466,92

GO R$ 6.709,23 R$ 5.472,31 R$ 3.386,92 R$ 6.709,23

MT R$ 10.703,85 R$ 9.466,92 R$ 6.709,23 R$ 10.703,85

MS R$ 6.709,23 R$ 6.709,23 R$ 5.472,31 R$ 9.466,92

NORDESTE

AL R$ 5.472,31 R$ 5.472,31 R$ 3.386,92 R$ 6.709,23

BA R$ 5.472,31 R$ 5.472,31 R$ 3.386,92 R$ 6.709,23

CE R$ 5.472,31 R$ 5.472,31 R$ 3.386,92 R$ 6.709,23

MA R$ 6.709,23 R$ 5.472,31 R$ 3.386,92 R$ 6.709,23

PB R$ 5.472,31 R$ 5.472,31 R$ 3.386,92 R$ 6.709,23

PE R$ 6.709,23 R$ 5.472,31 R$ 3.386,92 R$ 6.709,23

PI R$ 5.472,31 R$ 5.472,31 R$ 3.386,92 R$ 6.709,23

RN R$ 6.709,23 R$ 5.472,31 R$ 3.386,92 R$ 6.709,23

SE R$ 5.472,31 R$ 5.472,31 R$ 3.386,92 R$ 6.709,23

NORTE

AC R$ 9.466,92 R$ 9.466,92 R$ 5.472,31 R$ 10.703,85

AP R$ 19.863,02 R$ 11.940,77 R$ 10.703,85 R$ 19.863,02

AM R$ 10.703,85 R$ 10.703,85 R$ 9.466,92 R$ 11.940,77

PA R$ 6.709,23 R$ 6.709,23 R$ 5.472,31 R$ 9.466,92

RO R$ 10.703,85 R$ 10.703,85 R$ 6.709,23 R$ 11.940,77

RR R$ 19.863,02 R$ 19.863,02 R$ 11.940,77 R$ 21.099,94

TO R$ 6.709,23 R$ 6.709,23 R$ 5.472,31 R$ 9.466,92


57

Continuação Tabela 5.7 - Custo de instalação dos SFCR

Região/UF

Custo Final

SFCR D=30kWh

SFCR D=50kWh

SFCR D=100kWh

SFCR D=0kWh

SUDESTE

ES R$ 6.709,23 R$ 6.709,23 R$ 5.472,31 R$ 9.466,92

MG R$ 6.709,23 R$ 5.472,31 R$ 3.386,92 R$ 6.709,23

RJ R$ 9.466,92 R$ 6.709,23 R$ 5.472,31 R$ 10.703,85

SP R$ 10.703,85 R$ 9.466,92 R$ 6.709,23 R$ 11.940,77

SUL

PR R$ 9.466,92 R$ 6.709,23 R$ 5.472,31 R$ 10.703,85

RS R$ 9.466,92 R$ 9.466,92 R$ 6.709,23 R$ 10.703,85

SC R$ 10.703,85 R$ 10.703,85 R$ 6.709,23 R$ 11.940,77


Observa-se da Tabela 5.7 que os SFCR com maior custo são para os casos em que o

custo de disponibilidade não é considerado e para o padrão de ligação monofásico, com o custo

de disponibilidade em energia de 30 kWh. Isso era esperado já que estas são as unidades

consumidoras com o consumo mais elevado, isto é, são os sistemas que possuem maior

potência.

Das Tabelas 5.1 e 4.1 também é possível observar que a região Nordeste possui o menor

consumo residencial médio, além de ser a região com as maiores médias de irradiação solar, o

que resulta nos sistemas com menor potência pico e, consequentemente, com o menor custo.

Enquanto que os sistemas mais caros estão concentrados nas regiões Norte e Sul, onde são

encontradas as maiores médias de consumo residencial e menores índices de irradiação solar.

Desta forma, torna-se necessário que os sistemas possuam maiores potência pico instaladas,

encarecendo-os.

5.2 Concessionárias distribuidoras de energia elétrica

As distribuidoras de energia promovem a conexão, o atendimento e a entrega da energia

elétrica ao consumidor do ambiente regulado. A Resolução Normativa Nº414 da ANEEL define

a concessionária (também denominada distribuidora) como o “agente titular de concessão

federal para prestar o serviço público de distribuição de energia elétrica”. Segundo a Associação

Brasileira de Distribuidores de Energia Elétrica – ABRADEE – as distribuidoras presentes no

país são 60% do setor privado aproximadamente, enquanto que as empresas públicas são

responsáveis por 40% da energia distribuída aproximadamente.

O setor de distribuição é regulado e fiscalizado pelo órgão regulador do setor elétrico, a

ANEEL, que também edita resoluções, portarias e normas para o correto funcionamento da


58

distribuição. Como exemplo, existem os Procedimentos de Distribuição de Energia Elétrica no

Sistema Elétrico Nacional – Prodist – que apresentam condições, responsabilidades e

penalidades relativas à conexão, planejamento da expansão, operação e medição da energia

elétrica. São os contratos de concessão das concessionárias que estabelecem regras a respeito

da tarifa, continuidade, segurança e qualidade dos serviços e do atendimento prestado aos

consumidores e usuários, além das penalidades para possíveis irregularidades (ANEEL, 2005).

O serviço público de distribuição de energia elétrica é realizado por concessionárias,

autorizadas e permissionárias, totalizando 115 agentes, entre públicos, privados e de economia

mista, atuando no mercado de distribuição (ANEEL, 2016). Na maioria dos estados, sobretudo

nas regiões Norte e Nordeste, a área de concessão das distribuidoras correspondem aos limites

geográficos estaduais. Enquanto que em outros estados, principalmente em São Paulo e Rio

Grande do Sul, existem concessionárias que abrangem áreas menores. Além de que existem

áreas de concessão descontínuas, ultrapassando o limite do estado-sede da concessionária. A

Figura 5.5 apresenta as áreas de abrangência das distribuidoras.

5.2.1 Definição das principais concessionárias por UF

A ABRADEE possui 43 concessionárias associadas, no entanto, suas associadas são

responsáveis por fornecer energia elétrica para 99,6% dos consumidores brasileiros, logo, os

indicadores fornecidos por esta associação representam a maioria absoluta do mercado. Em seu

banco de dados obtém-se o ranking das concessionárias associadas por número de

consumidores e por consumo de energia elétrica, ambos os gráficos têm como base o ano de

2016 (Figuras 5.6 e 5.7, respectivamente).

Baseado nas informações da ANEEL acerca das regiões de atuação de cada

concessionária e nos rankings de consumo de energia e número de consumidores fornecidos

pela associação, é possível definir a principal concessionária de cada estado, que será utilizada

para a determinação do valor da tarifa aplicado na análise proposta neste trabalho. Assim, dando

prioridade ao número de consumidores em relação a área de abrangência da distribuidora foram

definidas as principais concessionárias responsáveis pela distribuição de energia elétrica por

estado conforme a Tabela 5.8.


59

Fonte: SIGEL (2018)

Figura 5.5 - Áreas de abrangência das concessionárias de energia elétrica


60

Fonte: ABRADEE (2016)

Figura 5.6 - Distribuidoras Associadas ABRADEE 2017 (ref. 2016), por número de

Consumidores (em %)


61

Fonte: ABRADEE (2016)

Figura 5.7 - Distribuidoras Associadas ABRADEE 2017 (ref. 2016), por Consumo

de Energia (em %)


62

Tabela 5.8 - Principais concessionárias por UF

Região/UF Concessionária Região/UF Concessionária NORTE

CENTRO-OESTE AC ED ACRE

DF CEB-D AP CEA

GO ENEL-GO AM ED AMAZONAS

MT ENERGISA MT PA CELPA

MS ENERGISA MS RO ED RONDÔNIA

NORDESTE RR ED RORAIMA

AL ED ALAGOAS TO ENERGISA TO

BA COELBA SUDESTE

CE ENEL-CE ES EDP ES

MA CEMAR MG CEMIG-D

PB ENERGISA PB RJ LIGHT

PE CELPE SP AES Eletropaulo

PI ED PIAUI SUL

RN COSERN PR COPEL-DIS

SE ENERGISA SE RS CEEE-D SC CELESC-D


5.2.2 Tarifa de energia elétrica

A tarifa de energia elétrica é o valor cobrado por unidade de energia (R$/kWh) e como

as concessionárias prestam um serviço público de distribuição de energia, elas são signatárias

de contratos de concessão junto da ANEEL em que são apresentados métodos regulatórios para

o estabelecimento de preços aos consumidores. A função da tarifa é assegurar aos prestadores

de serviços receita suficiente para cobrir os custos operacionais e remunerar investimentos

necessários para a expansão e garantia da capacidade instalada com qualidade (ANEEL, 2015).

A tarifa dos consumidores residenciais, também classificados como consumidores

cativos já que podem apenas comprar energia elétrica da distribuidora local, são constituídas

por: custos da aquisição, decorrentes da contratação de montantes de energia elétrica através de

leilões; custos do sistema de transmissão, é a Tarifa de Uso do Sistema de Transmissão (TUST);

custos do sistema de distribuição, é a Tarifa de Uso do Sistema de Distribuição (TUSD) que

são devidos aos custos de operação e manutenção da rede de distribuição; custos das perdas

elétricas, que podem ser as perdas técnicas, que são inerentes ao sistema e as não técnicas

devido a práticas ilegais de consumidores na conexão com a distribuidora; e, os encargos

setoriais, que são contribuições instituídas por lei e visam a obtenção de recursos para

necessidades específicas do setor elétrico. Assim, a composição das tarifas pode ser vista como


63

a junção de três de custos: geração + transporte (transmissão e distribuição) + encargos setoriais

(ABRADEE, 2016).

Além da tarifa, os governos federal e estadual cobram o PIS/COFINS e o ICMS,

respectivamente. Tributos com grande relevância na micro e mini geração distribuída no Brasil

já que incidem sobre a tarifa de energia elétrica.

A incidência do Imposto sobre Circulação de Mercadorias e Serviços – ICMS sobre a

energia elétrica produzida na geração distribuída foi estabelecida no Convênio ICMS 6

publicado em 2013 pelo Conselho Nacional de Política Fazendária – CONFAZ em que a base

de cálculo para o tributo seria toda a energia proveniente da distribuidora para a unidade

consumidora, desconsiderando qualquer compensação por energia gerada. Em 2015, o

CONFAZ publicou o Convênio ICMS 16 em que autorizou as unidades federativas a conceder

a isenção nas operações internas quanto à circulação de energia elétrica. Assim, nos estados

aderidos ao novo convênio o tributo incide apenas sobre a diferença entre a energia consumida

e a energia injetada na rede, enquanto que nos estados não aderidos a regra anterior é válida

(ANEEL, 2016).

No Brasil, 25 unidades federativas já possuem a isenção do ICMS para a micro e mini

geração distribuída, sendo eles: Acre, Amapá, Amazonas, Alagoas, Bahia, Ceará, Distrito

Federal, Espírito Santo, Goiás, Maranhão, Mato Grosso, Mato Grosso do Sul, Minas Gerais,

Pará, Paraíba, Pernambuco, Piauí, Rio de Janeiro, Rio Grande do Norte, Rio Grande do Sul,

Rondônia, Roraima, São Paulo, Sergipe e Tocantins. Os estados do Paraná e de Santa Catarina,

embora já tenham aderido ao Convênio ICMS 16/2015 e estejam autorizados a conceder a

isenção, ainda não emitiram sua legislação estadual específica sobre o tema, de modo que o

benefício está em caráter provisório, 48 meses (Blue Sol Energia Solar, 2018).

Com relação ao Programa de Integração Social – PIS e a Contribuição para o

Financiamento da Seguridade Social – COFINS são válidos igualmente para todos os estados,

já que são tributos federais. Foi somente com a publicação da Lei nº13.169/2015 que passou a

existir uma legislação para a cobrança na micro e mini geração distribuída, em que se definiu a

incidência do PIS/COFINS apenas sobre a diferença entre a energia consumida e a energia

injetada na rede (ANEEL, 2016).

Outro custo adicionado a tarifa é a bandeira tarifária, em que um custo sazonal para a

geração de energia elétrica segundo volume de chuvas, época do ano, disponibilidade hídrica é

sinalizado diretamente ao consumidor final. Quem promove o planejamento e o controle de

quais usinas devem ou não operar é o Operador Nacional do Sistema Elétrico – ONS de forma


64

a utilizar usinas termelétricas como controle do uso do reservatório das hidrelétricas com vista

no custo de geração e na falta de energia, porém esse custo é repassado ao consumidor final.

Todos os consumidores cativos das distribuidoras são faturados pelo sistema de bandeiras

tarifárias, com exceção daqueles localizados em sistemas isolados.

5.2.2.1 Tarifas das principais concessionárias

Os valores das tarifas homologados pela ANEEL são disponibilizados pela própria

agência na unidade de reais por quilowatt-hora, porém nestes valores não estão incorporados

os impostos (PIS/COFINS e ICMS). Então, a partir dos valores do Ranking Nacional de Tarifas

Residenciais (Grupo B1) pode-se dispor as tarifas das concessionárias definidas na Tabela 5.9,

já incluindo os acréscimos referentes às bandeiras tarifárias, que são: R$0,000 para a Bandeira

Verde; R$0,010 para a Bandeira Amarela; R$0,030 para a Bandeira Vermelha 1º patamar; e,

R$0,050 para a Bandeira Vermelha 2º patamar. A exceção ocorre com o estado de Roraima

que, por não estar conectada ao Sistema Interligado Nacional – SIN, não é faturada pelo sistema

de bandeiras tarifárias.

Tabela 5.9 - Ranking das Tarifas Residenciais das Principais Concessionárias

UF Concessionária

Tarifa homologada pela ANEEL sem ICMS/PIS/COFINS

Tarifa Convencional

[R$/kWh]

Início da vigência

Bandeira Verde

Bandeira Amarela

Bandeira Vermelha

1º patamar

Bandeira Vermelha

2º patamar

CENTRO-OESTE

DF CEB-D 0.525 22-06-18 0.525 0.535 0.555 0.575

GO ENEL-GO 0.486 22-10-17 0.486 0.496 0.516 0.536

MT ENERGISA MT 0.586 08-04-18 0.586 0.596 0.616 0.636

MS ENERGISA MS 0.545 08-04-18 0.545 0.555 0.575 0.595

NORDESTE

AL ED ALAGOAS 0.516 28-09-17 0.516 0.526 0.546 0.566

BA COELBA 0.519 22-04-18 0.519 0.529 0.549 0.569

CE ENEL-CE 0.492 22-04-18 0.492 0.502 0.522 0.542

MA CEMAR 0.561 28-08-17 0.561 0.571 0.591 0.611

PB ENERGISA PB 0.495 28-08-17 0.495 0.505 0.525 0.545

PE CELPE 0.522 29-04-18 0.522 0.532 0.552 0.572

PI ED PIAUI 0.554 28-09-17 0.554 0.564 0.584 0.604

RN COSERN 0.481 22-04-18 0.481 0.491 0.511 0.531

SE ENERGISA SE 0.514 22-04-18 0.514 0.524 0.544 0.564


65

Continuação Tabela 5.9 - Ranking das Tarifas Residenciais das Principais

Concessionárias

UF Concessionária

Tarifa homologada pela ANEEL sem ICMS/PIS/COFINS

Tarifa Convencional

[R$/kWh]

Início da vigência

Bandeira Verde

Bandeira Amarela

Bandeira Vermelha

1º patamar

Bandeira Vermelha

2º patamar

NORTE

AC ED ACRE 0.510 30-11-17 0.510 0.520 0.540 0.560

AP CEA 0.537 30-11-17 0.537 0.547 0.567 0.587

AM ED AMAZONAS 0.604 01-11-17 0.604 0.614 0.634 0.654

PA CELPA 0.599 07-08-17 0.599 0.609 0.629 0.649

RO ED RONDÔNIA 0.494 30-11-17 0.494 0.504 0.524 0.544

RR* ED RORAIMA 0.457 01-11-17 0.457 0.457 0.457 0.457

TO ENERGISA 0.605 04-07-18 0.605 0.615 0.635 0.655

SUDESTE

ES EDP ES 0.485 07-08-17 0.485 0.495 0.515 0.535

MG CEMIG-D 0.587 28-05-18 0.587 0.597 0.617 0.637

RJ LIGHT 0.575 15-03-18 0.575 0.585 0.605 0.625

SP AES Eletropaulo 0.484 04-07-18 0.484 0.494 0.514 0.534

SUL

PR COPEL-DIS 0.508 24-06-18 0.508 0.518 0.538 0.558

RS CEEE-D 0.505 21-12-17 0.505 0.515 0.535 0.555

SC CELESC-D 0.460 22-08-17 0.460 0.470 0.490 0.510


*RR não está no SIN, portanto não recebe os acréscimos das bandeiras tarifárias.

Para se ter o valor real das tarifas cobradas ao consumidor se faz necessária a

incorporação dos impostos no valor do real por quilowatt-hora, já que desta forma consegue-se

o verdadeiro preço pago na fatura de energia elétrica. Logo, são necessários os valores de ICMS

por estado e do valor de PIS/COFINS. Os valores das alíquotas residenciais de ICMS praticadas

em cada estado brasileiro foram encontrados num mapa disponibilizado pela ABRADEE, esta

alíquota é um valor fixo para determinadas faixas de consumo de energia elétrica. Enquanto

que a alíquota devido aos impostos de PIS/COFINS varia mensalmente de acordo com o volume

de créditos apurados pelas concessionárias e com o PIS e COFINS pagos sobre a energia

adquirida para a revenda ao consumidor (Energisa, 2018).

Neste estudo será considerado um valor de PIS/COFINS fixo incidente sobre as tarifas

sem impostos. E, é necessário ressalvar, que nem todos os valores deste tributo foram

encontrados para as concessionárias definidas, no mês de julho de 2018, de forma que para

estas concessionárias foi adotado um valor referente a média do histórico dos últimos 12 meses

do PIS/COFINS de cinco concessionárias (Energisa, EDP, Eletropaulo, Copel e CEEE),


66

conforme apresentado na Tabela 5.10. A Tabela 5.11 dispõe as alíquotas empregadas em cada

estado e sua concessionária pertinente.

Tabela 5.10 - Estimativa de PIS/COFINS

Estimativa PIS/COFINS PIS/COFINS

Referência Energisa EDP Eletropaulo Copel CEEE

2018 JULHO 6.08% 4.89% 3.55% 5.00% 4.37%

2018 JUNHO 5.05% 3.32% 3.27% 6.50% 3.89%

2018 MAIO 3.47% 3.67% 4.51% 8.33% 2.42%

2018 ABRIL 5.14% 5.39% 5.70% 9.25% 5.54%

2018 MARÇO 3.80% 5.67% - 8.50% 4.41%

2018 FEVEREIRO 6.33% 3.81% 5.98% 7.98% 5.56%

2018 JANEIRO 5.81% 2.96% 5.07% 7.26% 3.46%

2017 DEZEMBRO 4.54% 1.75% 4.95% 6.60% 3.86%

2017 NOVEMBRO 7.45% 1.57% 3.92% 6.00% 3.34%

2017 OUTUBRO 5.83% 2.94% 4.06% 5.45% 2.90%

2017 SETEMBRO 2.57% 3.65% 4.47% 4.95% 2.95%

2017 AGOSTO 5.45% 5.11% 7.09% 4.50% 6.51%

Média 4.89% Fonte: Elaboração própria

Tabela 5.11 - Impostos nas tarifas das concessionárias definidas

UF ICMS PIS/COFINS

(Julho/2018)

CENTRO-OESTE

DF Até 50 kWh:

Isento De 51 a 200 kWh: 12%

De 201 a 300 kWh: 18%

De 301 a 500 kWh: 21%

Acima de 500 kWh: 25%

4,89%

GO Até 50 kWh:

Isento De 51 kWh a 80

kWh: 25% Acima de 80 kWh:

29% 4,89%

MT Até 100

kWh: Isento De 101 kWh a 150 kWh: 10%

De 151 kWh a 250 kWh: 17%

De 251 a 500 kWh: 25%


6,08%

MS Até 50 kWh:

Isento De 51 kWh a

200 kWh: 17% De 201 kWh a 500

kWh: 20% Acima de 500

kWh: 25% 6,08%

NORTE

AC Até 100

kWh: Isento De 101 até 140


kWh: 25% 4,89%

AP Todas as

Faixas: 18% 4,89%

AM Até 50 kWh:



4,89%

PA Até 100

kWh: Isento De 100 a 150


kWh: 25% 4,85%

RO Até 220


kWh: 20% 4,89%

RR Até 100

kWh: Isento Acima de 100

kWh: 17% 1,26%

TO Todas as

Faixas: 25% 4,89%


67

Continuação Tabela 5.11 - Impostos nas tarifas das concessionárias definidas

UF ICMS PIS/COFINS

(Julho/2018)

NORDESTE

AL Até 30 kWh:

Isento De 31 kWh a

150 kWh: 17% Acima de 150

kWh: 25% 6,49%

BA Todas as

faixas: 27% 5,12%

CE Até 50 kWh:

Isento Acima de 50 kWh: 27%

4,89%

MA Até 50 kWh:

Isento De 51 até 100

kWh: 12% De 101 até 500


kWh: 27% 4,89%

PB Até 50 kWh:



6,08%

PE Até 30 kWh:


4,89%

PI Até 50 kWh:



5,42%

RN Até 60 kWh:



4,89%

SE Até 50 kWh:



6,08%

SUDESTE

ES Até 50 kWh:


4,89%

MG Todas as

Faixas: 30% 6,84%

RJ Até 50

kWh: Isento De 51 kWh até 300 kWh: 18%

De 301 kWh até 450 kWh: 31%


4,89%

SP Até 90 kWh:

Isento De 91 kWh a

200 kWh: 12% Acima de 200

kWh: 25% 3,25%

SUL

PR Até 30 kWh:


5,00%

RS Até 50 kWh:

12% Acima de 50 kWh: 30%

4,37%

SC Até 150


kWh: 25% 6,56%


O valor da tarifa a ser cobrado do consumidor considera o valor da tarifa homologada

pela ANEEL mais os impostos estadual e federal incidentes através da Equação 19 (ANEEL,

2016). Por meio desta equação foram calculados os preços cobrados pelo quilowatt-hora para

o consumo mínimo imposto pelo custo de disponibilidade nas três classes (monofásico, bifásico

e trifásico) e foram consideradas todas as bandeiras tarifárias. Os resultados para tarifas são

apresentados nas Tabelas 5.12 (Bandeira Verde), 5.13 (Bandeira Amarela), 5.14 (Bandeira

Vermelha 1º patamar) e 5.15 (Bandeira Vermelha 2º patamar).

𝑉𝑐𝑜𝑛𝑠 =

𝑉𝐴𝑁𝐸𝐸𝐿

1 − (𝑃𝐼𝑆 + 𝐶𝑂𝐹𝐼𝑁𝑆 + 𝐼𝐶𝑀𝑆)

(19)


68

Onde: 𝑉𝑐𝑜𝑛𝑠 = Valor a ser cobrado do consumidor [R$/kWh];

𝑉𝐴𝑁𝐸𝐸𝐿 = Valor da tarifa homologada pela ANEEL [R$/kWh];

Tabela 5.12 - Tarifa com impostos para Bandeira Verde

UF Concessionária

Tarifa Convencional com Impostos [R$/kWh] Bandeira Verde

Disponibilidade 30 kWh



CENTRO-OESTE DF CEB-D 0,552 0,552 0,632

GO ENEL-GO 0,511 0,511 0,735

MT ENERGISA MT 0,624 0,624 0,624

MS ENERGISA MS 0,580 0,580 0,709

NORDESTE

AL ED ALAGOAS 0,552 0,674 0,674

BA COELBA 0,765 0,765 0,765

CE ENEL-CE 0,517 0,517 0,722

MA CEMAR 0,590 0,590 0,675

PB ENERGISA PB 0,527 0,527 0,718

PE CELPE 0,549 0,745 0,745

PI ED PIAUI 0,586 0,586 0,743

RN COSERN 0,506 0,506 0,624

SE ENERGISA SE 0,547 0,547 0,746

NORTE

AC ED ACRE 0,536 0,536 0,536

AP CEA 0,696 0,696 0,696

AM ED AMAZONAS 0,635 0,635 0,804

PA CELPA 0,630 0,630 0,630

RO ED RONDÔNIA 0,632 0,632 0,632

RR ED RORAIMA 0,463 0,463 0,463

TO ENERGISA 0,863 0,863 0,863

SUDESTE

ES EDP ES 0,510 0,510 0,692

MG CEMIG-D 0,929 0,929 0,929

RJ LIGHT 0,605 0,605 0,746

SP AES

Eletropaulo 0,500 0,500 0,571

SUL

PR COPEL-DIS 0,535 0,770 0,770

RS CEEE-D 0,604 0,604 0,769

SC CELESC-D 0,565 0,565 0,565



69

Tabela 5.13 - Tarifas com impostos para Bandeira Amarela

UF Concessionária

Tarifa Convencional com Impostos [R$/kWh] Bandeira Amarela





GO ENEL-GO 0,522 0,522 0,750

MT ENERGISA MT 0,635 0,635 0,635

MS ENERGISA MS 0,591 0,591 0,722

NORDESTE

AL ED ALAGOAS 0,563 0,687 0,687

BA COELBA 0,779 0,779 0,779

CE ENEL-CE 0,528 0,528 0,737

MA CEMAR 0,600 0,600 0,687

PB ENERGISA PB 0,538 0,538 0,733

PE CELPE 0,559 0,759 0,759

PI ED PIAUI 0,596 0,596 0,756

RN COSERN 0,516 0,516 0,637

SE ENERGISA SE 0,558 0,558 0,760

NORTE

AC ED ACRE 0,547 0,547 0,547

AP CEA 0,709 0,709 0,709

AM ED AMAZONAS 0,646 0,646 0,817

PA CELPA 0,640 0,640 0,640

RO ED RONDÔNIA 0,645 0,645 0,645

RR ED RORAIMA 0,463 0,463 0,463

TO ENERGISA 0,877 0,877 0,877

SUDESTE

ES EDP ES 0,520 0,520 0,706

MG CEMIG-D 0,945 0,945 0,945

RJ LIGHT 0,615 0,615 0,759

SP AES

Eletropaulo 0,511 0,511 0,583

SUL

PR COPEL-DIS 0,545 0,785 0,785

RS CEEE-D 0,616 0,616 0,785

SC CELESC-D 0,577 0,577 0,577



70

Tabela 5.14 - Tarifas com impostos para Bandeira Vermelha 1º patamar

UF Concessionária

Tarifa Convencional com Impostos [R$/kWh] Bandeira Vermelha 1º patamar





GO ENEL-GO 0,543 0,543 0,781

MT ENERGISA MT 0,656 0,656 0,656

MS ENERGISA MS 0,612 0,612 0,748

NORDESTE

AL ED ALAGOAS 0,584 0,714 0,714

BA COELBA 0,809 0,809 0,809

CE ENEL-CE 0,549 0,549 0,766

MA CEMAR 0,621 0,621 0,711

PB ENERGISA PB 0,559 0,559 0,762

PE CELPE 0,580 0,787 0,787

PI ED PIAUI 0,617 0,617 0,783

RN COSERN 0,537 0,537 0,663

SE ENERGISA SE 0,579 0,579 0,789

NORTE

AC ED ACRE 0,568 0,568 0,568

AP CEA 0,735 0,735 0,735

AM ED AMAZONAS 0,667 0,667 0,844

PA CELPA 0,661 0,661 0,661

RO ED RONDÔNIA 0,671 0,671 0,671

RR ED RORAIMA 0,463 0,463 0,463

TO ENERGISA 0,906 0,906 0,906

SUDESTE

ES EDP ES 0,541 0,541 0,735

MG CEMIG-D 0,977 0,977 0,977

RJ LIGHT 0,636 0,636 0,785

SP AES

Eletropaulo 0,531 0,531 0,606

SUL

PR COPEL-DIS 0,566 0,815 0,815

RS CEEE-D 0,640 0,640 0,815

SC CELESC-D 0,602 0,602 0,602



71

Tabela 5.15 - Tarifas com impostos para Bandeira Vermelha 2º patamar

UF Concessionária

Tarifa Convencional com Impostos [R$/kWh] Bandeira Vermelha 2º patamar





GO ENEL-GO 0,564 0,564 0,811

MT ENERGISA MT 0,677 0,677 0,677

MS ENERGISA MS 0,634 0,634 0,774

NORDESTE

AL ED ALAGOAS 0,605 0,740 0,740

BA COELBA 0,838 0,838 0,838

CE ENEL-CE 0,570 0,570 0,796

MA CEMAR 0,642 0,642 0,735

PB ENERGISA PB 0,580 0,580 0,791

PE CELPE 0,601 0,816 0,816

PI ED PIAUI 0,639 0,639 0,810

RN COSERN 0,558 0,558 0,689

SE ENERGISA SE 0,601 0,601 0,818

NORTE

AC ED ACRE 0,589 0,589 0,589

AP CEA 0,761 0,761 0,761

AM ED AMAZONAS 0,688 0,688 0,871

PA CELPA 0,682 0,682 0,682

RO ED RONDÔNIA 0,696 0,696 0,696

RR ED RORAIMA 0,463 0,463 0,463

TO ENERGISA 0,934 0,934 0,934

SUDESTE

ES EDP ES 0,563 0,563 0,763

MG CEMIG-D 1,009 1,009 1,009

RJ LIGHT 0,657 0,657 0,811

SP AES

Eletropaulo 0,552 0,552 0,630

SUL

PR COPEL-DIS 0,587 0,845 0,845

RS CEEE-D 0,664 0,664 0,846

SC CELESC-D 0,626 0,626 0,626


Também pela Equação 19 e pelos valores dos impostos aplicáveis ao consumo médio

das unidades consumidoras por UF pode-se calcular o valor do quilowatt-hora pago atualmente

por esses consumidores, como apresentado na Tabela 5.16. Esse valor de tarifa será utilizado

para o cálculo das receitas provenientes com o sistema.


72

Tabela 5.16 - Tarifa de energia elétrica atual por UF

Região/UF

Consumo Residencial

Médio [kWh/mês]

Tarifa Convencional com Impostos [R$/kWh] paga atualmente pelas unidades consumidoras

Bandeira Verde

Bandeira Amarela

Bandeira Vermelha - Patamar 1

Bandeira Vermelha - Patamar 2

CENTRO-OESTE

DF 207 0,681 0,694 0,720 0,746

GO 151 0,735 0,750 0,781 0,811

MT 206 0,762 0,775 0,801 0,827

MS 174 0,709 0,722 0,748 0,774

NORDESTE

AL 106 0,674 0,687 0,714 0,740

BA 111 0,765 0,779 0,809 0,838

CE 131 0,722 0,737 0,766 0,796

MA 124 0,692 0,704 0,729 0,753

PB 115 0,740 0,755 0,785 0,814

PE 127 0,745 0,759 0,787 0,816

PI 126 0,743 0,756 0,783 0,810

RN 144 0,624 0,637 0,663 0,689

SE 115 0,746 0,760 0,789 0,818

NORTE

AC 185 0,727 0,742 0,770 0,799

AP 292 0,696 0,709 0,735 0,761

AM 218 0,862 0,876 0,904 0,933

PA 149 0,747 0,760 0,785 0,810

RO 218 0,632 0,645 0,671 0,696

RR 315 0,559 0,559 0,559 0,559

TO 166 0,863 0,877 0,906 0,934

SUDESTE

ES 159 0,692 0,706 0,735 0,763

MG 124 0,929 0,945 0,977 1,009

RJ 175 0,746 0,759 0,785 0,811

SP 191 0,571 0,583 0,606 0,630

SUL

PR 157 0,770 0,785 0,815 0,845

RS 182 0,769 0,785 0,815 0,846

SC 202 0,672 0,687 0,716 0,745


Para a análise proposta acerca da viabilidade de implantação do projeto será analisado

o tempo de retorno do investimento necessário e, portanto, se deve levar em consideração o

aumento na tarifa de energia elétrica. Isto é, o valor da tarifa possui mecanismos para sua

atualização e estes são definidos nos contratos de concessão. Estão previstos três mecanismos

para a atualização e são eles: o reajuste anual (no aniversário do contrato de cada distribuidora);


73

a revisão tarifária periódica (em média a cada quatro anos); e, a revisão tarifária extraordinária

(se necessária). A correção das tarifas é realizada para que o equilíbrio econômico-financeiro

seja mantido garantindo a qualidade e continuidade no fornecimento da energia elétrica.

5.3 Análise econômica

Os processos de tomada de decisão envolvem a escolha de alternativas quanto a

viabilidade dos projetos apresentados. Desta forma, a análise econômica deve ser feita em

conjunto com a análise técnica para se avaliar o resultado em termos monetários. Isto é, deve

ser realizado um estudo de engenharia econômica a fim de se comparar os projetos

desenvolvidos sob critérios técnicos através dos termos monetários. Para tanto, é necessária a

definição do comportamento futuro das principais variáveis que afetam o fluxo de caixa do

projeto.

5.3.1 Metodologias de análise

Os métodos de análise de investimentos se baseiam nos retornos que os projetos podem

proporcionar ao investidor, que neste trabalho é a unidade consumidora. Portanto, o estudo

utilizará o Payback descontado, o VPL (valor presente líquido), a TIR (taxa interna de retorno)

e a razão direta entre a tarifa com impostos e o custo de geração da energia solar para a

averiguação da viabilidade de geração solar em consumidores residenciais. Os métodos

escolhidos são explicados a seguir.

5.3.1.1 Payback descontado

Este método, também conhecido como Tempo de Retorno de Capital, consiste na

determinação do número de períodos necessários para recuperar o capital investido no projeto,

ou seja, quando a receita irá se igualar com o investimento. No payback descontado considera-

se o valor do dinheiro no tempo através de uma taxa de desconto, a TMA – Taxa Mínima de

Atratividade, pode ser entendida como o custo de oportunidade, na qual o investidor considera

que terá ganhos financeiros –, assim, é possível somar as parcelas em uma mesma métrica.

5.3.1.2 VPL

O método do valor presente líquido ou valor atual é utilizado para medir a viabilidade

econômica de um projeto, através da representação de um valor monetário derivado do fluxo


74

de caixa previsto. Isto é, corresponde a soma de todos os períodos do fluxo de caixa descontado.

O critério de decisão depende do resultado do VPL. Caso o valor seja positivo, a proposta do

investimento é atrativa, e quanto maior for esse valor, mais atrativo. No entanto, um VPL

negativo significa que o projeto não traz retorno para o investidor (PAMPLONA e

MONTEVECHI, 2012). O cálculo do VPL é apresentado na Equação 20.

𝑉𝑃𝐿 = 𝐹𝐶0 + ∑ 𝐹𝐶𝑡 ∙ (1 + 𝑖)−𝑡

𝑛

𝑡=1

(20)

Onde: 𝑉𝑃𝐿 = Valor presente líquido [R$];

𝐹𝐶0 = Investimento inicial [R$];

𝐹𝐶𝑡 = Fluxo de caixa ao final do período t, incluindo investimentos futuros [R$];

𝑖 = Taxa de desconto ou taxa mínima de atratividade;

𝑛 = Horizonte de análise [número de períodos];

5.3.1.3 TIR

A taxa interna de retorno consiste na taxa de retorno que retorna em um VPL do fluxo

de caixa igual a zero. Ou seja, é a taxa para que o valor presente das receitas se iguale aos

desembolsos. A TIR avalia o percentual de retorno do projeto e deve ser comparada à TMA

para a decisão, caso seja superior o investimento é classificado como atrativo (PUCCINI, 2011).

A Equação 21 exibe o cálculo da TIR.

0 = 𝐹𝐶0 + ∑ 𝐹𝐶𝑡 ∙ (1 + 𝑇𝐼𝑅)−𝑡

𝑛

𝑡=1

(21)

Onde: TIR = Taxa interna de retorno;

5.3.1.4 Razão direta entre a tarifa e o custo de geração

Um indicador de viabilidade da energia fotovoltaica é dado pela razão direta entre as

tarifas de energia com impostos e o custo associado a produção da energia solar, como na

Equação 22.

𝐼𝑛𝑑𝑖𝑐𝑎𝑑𝑜𝑟 𝑑𝑒 𝑣𝑖𝑎𝑏𝑖𝑙𝑖𝑑𝑎𝑑𝑒 =

𝑇𝑎𝑟𝑖𝑓𝑎 𝑑𝑒 𝑒𝑛𝑒𝑟𝑔𝑖𝑎 𝑐𝑜𝑚 𝑖𝑚𝑝𝑜𝑠𝑡𝑜𝑠

𝐶𝑢𝑠𝑡𝑜 𝑑𝑒 𝑝𝑟𝑜𝑑𝑢çã𝑜 𝑠𝑜𝑙𝑎𝑟

(22)

Caso a relação seja superior a 1,0 indica que a energia solar fotovoltaica é competitiva

para as premissas utilizadas. Enquanto que uma relação inferior a 1,0 indica que a energia solar

fotovoltaica ainda não é competitiva (ABINEE, 2012).


75

Para a estimativa do custo de geração de energia através dos sistemas fotovoltaicos é

utilizada a metodologia de cálculo do custo nivelado de eletricidade (em inglês Levelized Cost

Of Electricity – LCOE). O LCOE retorna um valor em reais por energia produzida (R$/kWh),

sua forma de cálculo (MITIDIERI, 2017) é apresentada na Equação 23 e Equação 24, entanto

além do investimento inicial também são considerados os investimentos futuros da substituição

de equipamentos devido à sua vida útil.

𝐿𝐶𝑂𝐸 =

𝐹𝐶0 + ∑ 𝐹𝐶𝑡 ∙ (1 + 𝑇𝐼𝑅)−𝑡𝑛𝑡=1 + ∑ 𝑂𝑀𝑡 ∙ (1 + 𝑖)−𝑡𝑛

𝑡=1

∑ 𝐸𝐺𝑡 ∙ (1 + 𝑖)−𝑡𝑛𝑡=1

(23)

𝐸𝐺𝑡 = 𝐸𝐺0 ∙ (1 − 𝑑𝑝𝑎𝑖𝑛𝑒𝑙)𝑡 (24)

Onde: 𝐿𝐶𝑂𝐸 = Custo nivelado de eletricidade [R$/kWh];

𝑂𝑀𝑡 = Custo estimado de operação e manutenção no período t [R$];

𝐸𝐺𝑡 = Energia gerada no período t [kWh];

𝐸𝐺0 = Energia gerada incialmente [kWh];

𝑑𝑝𝑎𝑖𝑛𝑒𝑙 = Fator de degradação anual do painel fotovoltaico;

5.3.2 Parâmetros para a análise econômica

Definidos os métodos a serem aplicados para a análise econômica dos projetos, torna-

se necessária a definição dos parâmetros que serão considerados. Então, tratando-se de um

estudo de caráter nacional e da falta de dados quanto a distribuição em porcentagem do número

de unidades consumidoras relativas ao padrão de ligação, é necessário que sejam considerados

os três padrões de ligação, isto é, consumidores mono, bi e trifásicos, sendo possível uma

comparação dos resultados por estado ao final das análises.

Os parâmetros que são necessários definir são: preço dos sistemas; vida útil dos

componentes e fator de degradação do painel fotovoltaico; horizonte de análise; custos com

manutenção e operação; taxa de desconto; e, tarifas aplicadas.

5.3.2.1 Preço dos sistemas

Os valores de investimento necessários para cada sistema projetado tendo como base as

residências modelo de cada estado estão na Tabela 5.7 (Custo de instalação dos SFCR).


76

5.3.2.2 Vida útil dos componentes e fator de degradação do painel

Os componentes principais do SFCR são os painéis fotovoltaicos e o inversor. A vida

útil dos módulos fotovoltaicos costuma ser de 25 anos, com os fabricantes garantindo uma

eficiência de 80% da potência nominal do módulo ao final deste período. Esta queda na

produção é devida à degradação das células fotovoltaicas, podendo considerar um fator de

degradação anual de 0,5% do painel fotovoltaico. Enquanto que os inversores costumam ter

garantias de 5 a 10 anos, podendo sua vida útil se estender (TOLMASQUIN, 2016). Logo, serão

considerados como vida útil 25 anos e 10 anos para os painéis e inversores, respectivamente. E

um fator de degradação de 0,5% a.a.

5.3.2.3 Horizonte de análise

Na análise econômica é admitido um período de 25 anos devido ao tempo de vida útil

considerado para as placas fotovoltaicas.

5.3.2.4 Custos com manutenção e operação

Os gastos referentes à manutenção e operação dos SFCR são muito baixos por se

restringirem apenas à limpeza periódica da superfície dos painéis, que pode ser feita uma vez

ao ano. Desta forma, estes custos serão desconsiderados durante a análise.

5.3.2.5 Taxa de desconto

A taxa de juros usada pela engenharia econômica é a taxa de juros equivalente à

rentabilidade de aplicações correntes e de baixo risco, assim, como se trata de um consumidor

residencial pode-se adotar como taxa o equivalente à rentabilidade da caderneta de poupança,

pois está dentro do perfil deste consumidor. Segundo o Banco Central do Brasil, a remuneração

dos depósitos de poupança é de 0,3715% a.m. já que a meta da taxa Selic no ano é inferior a

8,5%. Logo, pela Equação 25 encontra-se a remuneração anual da poupança, que é de 4,55%.

𝑖𝑎

100= (1 +

𝑖𝑚

100)

12

− 1 (25)

Onde: 𝑖𝑎 = Taxa de juros anual [%];

𝑖𝑚 = Taxa de juros mensal [%];

No entanto, também pode-se considerar como taxa de desconto a taxa utilizada no Plano

Decenal de Expansão de Energia 2026 – PDE2026, da Empresa de Pesquisa Energética, para a


77

avaliação de alternativas de expansão do sistema de energia elétrica, que é de 8% a.a. A escolha

de taxa de desconto tem um impacto significativo na análise, mas é um valor arbitrário na

metodologia, o que pode representar um ponto de fragilidade (MITIDIERI, 2017). Portanto,

sendo um valor arbitrário, é adotado como taxa de desconto a média entre a remuneração anual

da caderneta de poupança e a taxa de desconto do PDE2026. Logo, o valor adotado é de 6,275%

a.a.

Também poderia optar-se pela utilização do Custo Médio Ponderado de Capital – em

inglês, Weighted Average Cost of Capital (WACC) – calculado pela ANEEL, que é utilizado

para definir a remuneração de investimentos feitos pelas distribuidoras de energia elétrica. De

acordo com a decisão da Agência, o WACC será mantido em 8,09% até dezembro de 2019

(ANEEL, 2018).

5.3.2.6 Tarifas

As tarifas a serem aplicadas na análise são apresentadas na Tabela 5.16 de acordo com

a bandeira tarifária. Para o cálculo da receita do fluxo de caixa é considerado o valor atual de

tarifa de energia elétrica paga pela unidade consumidora, isto é, a receita é proveniente da

economia que é obtida com a instalação do sistema. Na definição das tarifas aplicadas também

é necessário apresentar seu reajuste e seus acréscimos vindo das bandeiras tarifárias.

Tabela 5.17 - Histórico de tarifas médias anuais

Residencial Tarifa média (R$/MWh) sem impostos

Brasil Centro Oeste Nordeste Norte Sudeste Sul

2007 R$ 291.91 R$ 302.38 R$ 283.87 R$ 289.44 R$ 309.42 R$ 274.42

2008 R$ 281.32 R$ 281.51 R$ 279.17 R$ 287.90 R$ 285.11 R$ 272.92

2009 R$ 290.71 R$ 286.38 R$ 283.82 R$ 303.96 R$ 300.75 R$ 278.64

2010 R$ 295.79 R$ 294.07 R$ 287.61 R$ 295.21 R$ 308.61 R$ 293.47

2011 R$ 315.54 R$ 319.63 R$ 306.16 R$ 320.80 R$ 318.73 R$ 312.40

2012 R$ 335.61 R$ 339.71 R$ 329.33 R$ 350.57 R$ 335.17 R$ 323.28

2013 R$ 286.93 R$ 298.82 R$ 275.19 R$ 300.67 R$ 289.83 R$ 270.12

2014 R$ 308.27 R$ 310.27 R$ 289.51 R$ 333.17 R$ 308.95 R$ 299.46

2015 R$ 423.03 R$ 444.28 R$ 367.31 R$ 405.24 R$ 444.30 R$ 454.01

2016 R$ 450.33 R$ 467.12 R$ 399.08 R$ 452.94 R$ 473.72 R$ 458.77

2017 R$ 459.96 R$ 468.80 R$ 426.21 R$ 505.35 R$ 460.76 R$ 438.67

2018 R$ 507.47 R$ 517.83 R$ 497.97 R$ 541.67 R$ 506.15 R$ 473.72


O valor da tarifa possui três mecanismos para a sua atualização, sendo eles: anual,

periódico e extraordinário, porém os aumentos variam de acordo com custos e investimentos

repassados pelo órgão regulador, e com os contratos de concessão. Assim, para este trabalho


78

será utilizada apenas um reajuste anual nas tarifas de energia baseado no histórico dos valores

médios anuais das tarifas dos últimos dez anos, de acordo com as Tabelas 5.17 e 5.18. E para a

ilustração da variação é apresentada a Figura 5.8.

Tabela 5.18 - Histórico de variações na tarifa média anual

Residencial Variação em relação ao ano anterior


2008 -3.63% -6.90% -1.66% -0.53% -7.86% -0.55%

2009 3.34% 1.73% 1.67% 5.58% 5.48% 2.10%

2010 1.75% 2.68% 1.34% -2.88% 2.61% 5.32%

2011 6.68% 8.69% 6.45% 8.67% 3.28% 6.45%

2012 6.36% 6.28% 7.57% 9.28% 5.16% 3.48%

2013 -14.51% -12.04% -16.44% -14.23% -13.53% -16.44%

2014 7.44% 3.83% 5.20% 10.81% 6.60% 10.86%

2015 37.23% 43.19% 26.87% 21.63% 43.81% 51.61%

2016 6.45% 5.14% 8.65% 11.77% 6.62% 1.05%

2017 2.14% 0.36% 6.80% 11.57% -2.74% -4.38%

2018 10.33% 10.46% 16.84% 7.19% 9.85% 7.99%


Figura 5.8 - Variações na tarifa média anual por macrorregião


Baseado nas variações dos valores médios anuais das tarifas de energia por

macrorregião é calculado seu desvio padrão a fim de se obter a variabilidade nas variações das

tarifas. Os resultados são expostos na Tabela 5.19, logo como reajuste anual das tarifas dos

estados serão utilizados os valores dos desvios padrão de cada macrorregião.

Tabela 5.19 - Reajuste anual das tarifas de energia elétrica

Reajuste anual médio das tarifas de energia


7.24% 8.28% 7.03% 6.75% 8.26% 9.52%

-18%

-8%

2%

12%

22%

32%

42%

52%

2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018

Var

iaçã

o

Ano



79


Para a definição do cenário das bandeiras tarifárias é considerado o seu histórico de

incidência a partir de 2016, quando foram definidos os dois patamares da bandeira vermelha.

Na Figura 5.9 são dispostos os dados do histórico de forma gráfica e dela é possível ver a

variação das bandeiras. Após a sua análise é adotado um cenário anual com: 4 bandeiras verde,

2 bandeiras amarela, 2 bandeiras vermelha – patamar 1 e 4 bandeiras vermelha – patamar 2.

Figura 5.9 - Histórico de bandeiras tarifárias


5.3.3 Aplicação dos métodos de análise

Nesta etapa são aplicados os métodos de análise propostos para cada UF de acordo com

o que foi definido para cada variável.

5.3.3.1 Payback descontado

Do cálculo do payback descontado é possível extrair a informação referente ao tempo

de retorno do capital investido. Os fluxos de caixa descontado acumulado do sistema proposto

para cada estado estão dispostos no Apêndice. Já o tempo de retorno esperado é apresentado na

Tabela 5.20, nos sistemas em que o tempo de retorno supera o horizonte de análise este valor

está omitido.

0

2

4

6

8

Bandeira Vermelha -Patamar 2

Bandeira Vermelha -Patamar 1

Bandeira Amarela

Bandeira Verde

2016

2017

2018 - até Setembro


80

Tabela 5.20 - Tempo de retorno dos sistemas por UF

UF Tempo de retorno

Monofásica Bifásica Trifásica

CENTRO-OESTE

DF 6 anos 4 anos e 11 meses 7 anos

GO 5 anos e 9 meses 5 anos e 8 meses 6 anos e 11 meses

MT 6 anos e 2 meses 6 anos e 1 meses 6 anos e 4 meses

MS 5 anos e 1 meses 5 anos e 11 meses 7 anos e 11 meses

NORDESTE

AL 8 anos e 4 meses 13 anos e 5 meses -

BA 6 anos e 11 meses 10 anos e 11 meses -

CE 5 anos e 11 meses 7 anos e 4 meses 14 anos e 4 meses

MA 8 anos e 1 meses 10 anos e 1 meses 21 anos e 1 meses

PB 6 anos e 10 meses 10 anos e 9 meses -

PE 7 anos e 3 meses 7 anos e 5 meses 15 anos e 7 meses

PI 6 anos e 1 meses 7 anos e 8 meses 16 anos e 7 meses

RN 7 anos e 5 meses 7 anos e 4 meses 11 anos e 10 meses

SE 6 anos e 9 meses 10 anos e 8 meses -

NORTE

AC 6 anos e 8 meses 7 anos e 7 meses 7 anos

AP 10 anos e 6 meses 5 anos e 8 meses 6 anos e 4 meses

AM 5 anos e 4 meses 5 anos e 11 meses 7 anos e 5 meses

PA 6 anos 7 anos e 3 meses 14 anos e 1 meses

RO 7 anos e 1 meses 7 anos e 11 meses 7 anos e 1 meses

RR 12 anos e 4 meses 13 anos e 3 meses 8 anos e 2 meses

TO 4 anos e 7 meses 5 anos e 5 meses 7 anos e 8 meses

SUDESTE

ES 5 anos e 9 meses 6 anos e 9 meses 11 anos e 8 meses

MG 5 anos e 11 meses 6 anos e 2 meses 13 anos e 7 meses

RJ 6 anos e 8 meses 5 anos e 7 meses 7 anos e 5 meses

SP 8 anos e 8 meses 10 anos e 3 meses 10 anos e 11 meses

SUL

PR 7 anos e 1 meses 6 anos e 1 meses 10 anos e 8 meses

RS 6 anos 6 anos e 10 meses 7 anos e 8 meses

SC 6 anos e 9 meses 7 anos e 7 meses 7 anos e 2 meses


5.3.3.2 VPL

O valor presente dos projetos no horizonte considerado, ou seja, o valor atual do

acumulado entre as despesas e receitas, é mostrado na Tabela 5.21. Dela observa-se que nem

todos os projetos apresentam viabilidade quando considerado sua vida útil, neles o valor do

VPL aparece destacado em vermelho.


81

Tabela 5.21 - Valor presente líquido por UF

UF VPL

Monofásica Bifásica Trifásica

CENTRO-OESTE DF R$ 293.477,92 R$ 311.343.64 R$ 149.228,43

GO R$ 227.860,18 R$ 189.763.96 R$ 74.487,09

MT R$ 325.083,65 R$ 285.005.69 R$ 187.122,59

MS R$ 287.569,11 R$ 220.191.80 R$ 83.908,53

NORDESTE

AL R$ 57.135,04 -R$ 1.097,70 -R$ 86.315,90

BA R$ 103.875,05 R$ 37.873,72 -R$ 66.765,92

CE R$ 151.014,32 R$ 88.510,65 -R$ 7.384,87

MA R$ 82.720,45 R$ 55.367,09 -R$ 33.052,64

PB R$ 108.499,26 R$ 44.513,78 -R$ 55.086,24

PE R$ 116.959,27 R$ 84.863,78 -R$ 15.411,29

PI R$ 142.345,01 R$ 78.396,21 -R$ 21.112,15

RN R$ 110.817,61 R$ 88.947,59 R$ 14.236,19

SE R$ 110.933,94 R$ 46.527,89 -R$ 54.123,59

NORTE

AC R$ 197.929,42 R$ 136.434,61 R$ 97.569,38

AP R$ 171.556,08 R$ 367.199,60 R$ 252.502,31

AM R$ 367.681,32 R$ 295.348,05 R$ 146.674,86

PA R$ 177.096,17 R$ 114.328,03 -R$ 10.432,32

RO R$ 193.354,47 R$ 139.813,83 R$ 120.834,03

RR R$ 46.041,10 R$ 844,64 R$ 142.239,91

TO R$ 295.506,03 R$ 223.057,45 R$ 74.096,01

SUDESTE

ES R$ 230.043,28 R$ 164.071,56 R$ 31.302,28

MG R$ 216.087,72 R$ 160.322,37 R$ 872,66

RJ R$ 233.232,45 R$ 245.341,50 R$ 100.994,62

SP R$ 128.209,02 R$ 105.900,85 R$ 52.442,21

SUL

PR R$ 237.483,64 R$ 238.955,11 R$ 68.014,28

RS R$ 339.104,99 R$ 257.873,13 R$ 137.505,29

SC R$ 300.741,39 R$ 229.474,90 R$ 166.180,50


5.3.3.3 TIR

A tarifa interna de retorno dos projetos é apresentada na Tabela 5.22, em que os valores

destacados em vermelho são inferiores à taxa de desconto adotada (6,28% a.a.) para o estudo,

expondo que o investimento não é economicamente atrativo já que seu retorno é superado pelo

retorno de um investimento com taxa igual a TMA. E os valores omitidos são dos projetos que

não apresentam retorno dentro do horizonte de análise.


82

Tabela 5.22 - Tarifa interna de retorno por UF

UF TIR

UF TIR

Monofásica Bifásica Trifásica Monofásica Bifásica Trifásica NORTE

CENTRO-OESTE AC 18.89% 16.21% 17,68%

DF 21,87% 26,72% 18,82% 13,61% 22,53% 19,90% 19,90%

GO 22,82% 23,12% 18,81% 23,84% 21,41% 16,67% 15,37%

MT 21,63% 21,57% 20,80% 20,98% 17,31% 7,73% 4,45%

MS 25,64% 22,45% 16,24% 17,72% 15,60% 17,71% 17,71%

NORDESTE 10,32% 8,97% 15,07% 11,71%

AL 14,41% 8,84% - 27,19% 23,47% 15,86% 15,86%

BA 18,06% 12,73% - SUDESTE

CE 21,35% 16,91% 7,56% 22,95% 19,62% 12,04% 12,04%

MA 15,23% 14,26% 1,25% 22,26% 21,35% 9,18% 0,65%

PB 18,40% 13,33% -10,23% 19,70% 23,68% 17,46% 17,46%

PE 17,38% 16,63% 5,89% 14,83% 14,51% 13,02% 13,02%

PI 20,77% 16,13% 4,56% SUL

RN 17,01% 16,94% 11,35% 19,36% 22,67% 14,82% 14,82%

SE 18,57% 13,50% -9,34% 22,74% 20,07% 17,79% 17,79% 20,32% 18,11% 19,25% 16,23%


5.3.3.4 Razão direta entre a tarifa e o custo de geração

Para o cálculo da razão entre a tarifa de energia com impostos e o custo da geração de

energia solar foi, inicialmente, calculado o valor em reais por quilowatt-hora da energia gerada

pelos sistemas projetados para cada UF, ou seja, o custo nivelado de eletricidade – LCOE. Os

valores obtidos são apresentados na Tabela 5.23, em vermelho estão destacados os valores que

superaram a tarifa de energia elétrica com impostos (bandeira verde) cobrada no estado.

Com os valores de tarifa obtidos através do LCOE e com os valores das tarifas cobradas

atualmente na bandeira verde (Tabela 5.16) pode-se calcular a razão direta entre a tarifa de

energia elétrica com impostos e o custo de geração de energia elétrica pela energia solar, que é

utilizada como um indicador de viabilidade do projeto. Os valores obtidos estão dispostos na

Tabela 5.24, em que os valores destacados em verde se referem aos estados e tipo de ligação

que o custo do kWh de energia solar é competitivo, e os valores destacados em vermelho se

referem aos estados e tipo de ligação que o custo de energia solar ainda não é competitivo.


83

Tabela 5.23 - Custo nivelado de eletricidade por UF

UF

LCOE - Custo Energia Solar [R$/kWh]

UF

LCOE - Custo Energia Solar [R$/kWh]


CENTRO-OESTE AC 0,469 0,539 0,510

DF 0,451 0,325 0,477 AP 0,606 0,362 0,418

GO 0,461 0,431 0,550 AM 0,427 0,478 0,618

MT 0,476 0,466 0,479 PA 0,427 0,514 0,887

MS 0,354 0,411 0,590 RO 0,426 0,476 0,429

NORDESTE RR 0,557 0,599 0,408

AL 0,571 0,776 4,690 TO 0,375 0,439 0,660

BA 0,535 0,709 2,497 SUDESTE

CE 0,431 0,537 0,906 ES 0,393 0,466 0,733

MA 0,542 0,589 1,176 MG 0,542 0,588 1,173

PB 0,510 0,697 1,838 RJ 0,501 0,407 0,578

PE 0,522 0,560 1,016 SP 0,497 0,515 0,557

PI 0,453 0,572 1,081 SUL

RN 0,447 0,463 0,639 PR 0,572 0,475 0,760

SE 0,508 0,664 1,814 RS 0,478 0,550 0,619 SC 0,467 0,529 0,500


Tabela 5.24 - Indicador do custo de geração

UF Razão Tarifa/Custo

UF Razão Tarifa/Custo


CENTRO-OESTE AC 1,55 1,55 1,35

DF 1,51 2,10 1,43 AP 1,15 1,92 1,67

GO 1,60 1,71 1,34 AM 2,02 1,80 1,39

MT 1,60 1,63 1,59 PA 1,75 1,45 0,84

MS 2,00 1,72 1,20 RO 1,49 1,33 1,47

NORDESTE RR 1,00 0,93 1,37

AL 1,18 0,87 0,14 TO 2,30 1,96 1,31

BA 1,43 1,08 0,31 SUDESTE

CE 1,68 1,34 0,80 ES 1,76 1,49 0,94

MA 1,28 1,17 0,59 MG 1,71 1,58 0,79

PB 1,45 1,06 0,40 RJ 1,49 1,83 1,29

PE 1,43 1,33 0,73 SP 1,15 1,11 1,03

PI 1,64 1,30 0,69 SUL

RN 1,39 1,35 0,98 PR 1,35 1,62 1,01

SE 1,47 1,12 0,41 RS 1,61 1,40 1,24 SC 1,44 1,27 1,34



84

5.3.4 Análise dos resultados

Dos resultados obtidos das análises econômicas propostas para o projeto observa-se que

nem todos os sistemas projetados atendem aos requisitos que confirmem sua viabilidade

econômica. Da análise do tempo que o projeto necessita para resgatar todo o seu investimento

através do payback descontado, que considera a desvalorização do dinheiro ao longo do tempo

com a taxa de desconto, é possível notar que os projetos para as unidades consumidoras – UC

– com padrão de ligação trifásico são, no geral, os que possuem os maiores tempos de retorno

ou, como é o caso da região nordeste, este valor supera o horizonte de análise, isto é, a vida útil

do sistema. Este fato se deve, principalmente, ao consumo considerado para a UC, pois se

mantém como consumo o consumo médio dos estados e é descontado o mínimo da

disponibilidade, restando uma quantidade baixa de kWh para serem gerados, de forma que o

valor em R$/Wp seja alto.

Também do tempo de retorno percebe-se que os sistemas de maior potência pico são os

que apresentam os menores payback, isto é, os sistemas para o padrão de ligação monofásico e

com maior quantidade de energia elétrica gerada. Este fato se explica quando analisado o LCOE

e o valor em R$/Wp do sistema, pois as receitas para a análise do sistema são provenientes da

economia devido a diferença entre o valor da tarifa de energia elétrica atualmente pago pelo

consumidor e a tarifa do custo de geração de energia pelo sistema fotovoltaico. Além disso, o

preço do Wp do sistema decresce com o aumento da potência instalada, por causa da relação

entre o valor dos componentes do sistema e sua potência. A Tabela 5-25 apresenta o valor médio

em R$/Wp dos sistemas dimensionados para o estudo.

Tabela 5.25 - R$/Wp dos sistemas por tipo de ligação Valor médio R$/Wp do

sistema

Monofásico Bifásico Trifásico

7,38 7,57 8,70


Essas análises foram feitas observando todos os sistemas, sem discriminar por tipo de

ligação. Quando se analisa pelo tipo de ligação vê-se que os sistemas com menor e maior

payback nos consumidores: monofásicos são os estados TO e RR, respectivamente; bifásicos

são os estados DF e AL, respectivamente; e, trifásicos são os MT/AP e AL/BA/PB/SE (superam

a vida útil), respectivamente.

Dos resultados de VPL e TIR é possível ver quais dos sistemas dimensionados são

economicamente atrativos para o investidor, que no trabalho é a unidade consumidora. Sabe-se

que quanto maior o VPL mais atrativo é o investimento e, se negativo, não traz retorno


85

financeiro. Nesse sentido, analisando a Tabela 5.21 (Valor presente líquido por UF) observamos

que os sistemas dos estados que possuem um payback muito elevado não são atrativos, ou seja,

possuem um VPL negativo. E os maiores VPL encontrados estão na região norte, nos estados

de AM, AP e AP para as conexões monofásica, bifásica e trifásica, respectivamente.

A taxa interna de retorno apresenta um projeto viável quando é superior à taxa de

desconto ou TMA, já que significa que o projeto trará um retorno financeiro superior ao obtido

caso fosse feito um investimento com uma taxa definida como a TMA. Portanto, os sistemas

que se apresentaram inviáveis quando baseados na TIR são os sistemas para uma UC trifásica

localizada na região nordeste, com exceção dos estados do CE e RN.

Uma análise dos valores do LCOE obtidos (Tabela 5.23 – Custo nivelado de eletricidade

por UF) permite observar uma grande variação no valor das tarifas de energia elétrica pelo

Brasil, como por exemplo, para UC monofásicas o valor encontrado em MS é de 0,354 R$/kWh

enquanto que no AP alcança 0,606 R$/kWh. A comparação dos custos nivelados estimados

com a tarifa de energia atualmente cobrada das UC analisadas mostra que apenas em 17% dos

casos analisados o indicador de viabilidade indica um custo da energia solar ainda não

competitivo.

É interessante a verificação do valor da fatura recebida pelo consumidor após a

instalação do sistema fotovoltaico, já que a sensação de economia para o cliente se dá na

percepção de que a fatura paga sofreu uma grande redução. Neste sentido, a partir do consumo

médio mensal (Tabela 5.1) e das tarifas atual e posterior à instalação do SFCR (Tabelas 5.16 e

5.12) se consegue expor a variação entre as contas de energia elétrica. Essa análise é realizada

para a bandeira verde e apresentada na Tabela 5.26.

Comparando-se os resultados dos quatro métodos de análise econômica propostos

percebe-se uma coerência entre eles, de modo que a TIR e o VPL complementam o indicador

de viabilidade permitindo descartar alguns dos sistemas que são inviáveis economicamente.

Nos casos das UC com ligação bifásica e trifásica, estes índices também mostram que existem

alguns estados com o indicador muito próximo da viabilidade, mesmo que ainda com um valor

inferior a 1, porém com a TIR e o VPL positivos. Esse fato mostra que num futuro próximo

existe a possibilidade de atingir um potencial econômico positivo, ou seja, um custo da energia

solar inferior a tarifa paga atualmente. A Figura 5.10 apresenta de forma gráfica os estados que

possuem maior competitividade, discriminados pelo tipo de ligação à rede de distribuição, para

a geração fotovoltaica através do indicador de viabilidade calculado.


86

Tabela 5.26 - Comparativo entre faturas Atual X Pós SFCR

Região/UF

Fatura - Bandeira Verde

Atual Monofásico Bifásico Trifásico

Pós-SFCR Variação Pós-SFCR Variação Pós-SFCR Variação

CENTRO-OESTE

DF R$ 140,61 R$ 16,56 -88% R$ 27,60 -80% R$ 63,17 -55%

GO R$ 110,79 R$ 15,33 -86% R$ 25,55 -77% R$ 73,51 -34%

MT R$ 157,02 R$ 18,72 -88% R$ 31,20 -80% R$ 62,39 -60%

MS R$ 122,99 R$ 17,41 -86% R$ 29,01 -76% R$ 70,85 -42%

NORDESTE

AL R$ 71,45 R$ 16,55 -77% R$ 33,72 -53% R$ 67,44 -6%

BA R$ 85,00 R$ 22,94 -73% R$ 38,23 -55% R$ 76,46 -10%

CE R$ 94,48 R$ 15,52 -84% R$ 25,86 -73% R$ 72,24 -24%

MA R$ 85,57 R$ 17,70 -79% R$ 29,49 -66% R$ 67,50 -21%

PB R$ 85,19 R$ 15,81 -81% R$ 26,35 -69% R$ 71,82 -16%

PE R$ 94,90 R$ 16,47 -83% R$ 37,23 -61% R$ 74,45 -22%

PI R$ 93,45 R$ 17,57 -81% R$ 29,29 -69% R$ 74,28 -21%

RN R$ 89,59 R$ 15,17 -83% R$ 25,29 -72% R$ 62,38 -30%

SE R$ 86,04 R$ 16,42 -81% R$ 27,36 -68% R$ 74,58 -13%

NORTE

AC R$ 134,62 R$ 16,09 -88% R$ 26,81 -80% R$ 53,62 -60%

AP R$ 203,25 R$ 20,89 -90% R$ 34,82 -83% R$ 69,64 -66%

AM R$ 187,52 R$ 19,05 -90% R$ 31,75 -83% R$ 80,42 -57%

PA R$ 111,30 R$ 18,89 -83% R$ 31,48 -72% R$ 62,95 -43%

RO R$ 138,13 R$ 18,97 -86% R$ 31,62 -77% R$ 63,24 -54%

RR R$ 176,01 R$ 13,89 -92% R$ 23,14 -87% R$ 46,28 -74%

TO R$ 143,01 R$ 25,89 -82% R$ 43,15 -70% R$ 86,29 -40%

SUDESTE

ES R$ 110,13 R$ 15,30 -86% R$ 25,50 -77% R$ 69,18 -37%

MG R$ 115,03 R$ 27,88 -76% R$ 46,47 -60% R$ 92,94 -19%

RJ R$ 130,54 R$ 18,14 -86% R$ 30,23 -77% R$ 74,57 -43%

SP R$ 109,24 R$ 15,01 -86% R$ 25,01 -77% R$ 57,11 -48%

SUL

PR R$ 120,93 R$ 16,04 -87% R$ 38,48 -68% R$ 76,97 -36%

RS R$ 140,15 R$ 18,11 -87% R$ 30,19 -78% R$ 76,94 -45%

SC R$ 135,56 R$ 16,94 -87% R$ 28,24 -79% R$ 56,48 -58%



87


Mapa padrão de ligação monofásico Mapa padrão de ligação bifásico

Mapa padrão de ligação trifásico

Indicador de viabilidade

0,14 – 0,39

0,40 – 0,58

0,59 – 0,79

0,80 – 0,93

0,94 – 1,05

1,06 – 1,19

1,20 – 1,45

1,46 – 1,65

1,66 – 1,85

1,86 – 1,99

2,00 – 2,30

Figura 5.10 - Índice de competitividade


88

6 Conclusão

Neste capítulo são apresentadas as considerações finais sobre o estudo realizado,

expondo os resultados obtidos. Também são apresentadas propostas para trabalhos futuros.

6.1 Conclusões gerais

O trabalho apresentou conceitos quanto a energia solar fotovoltaica e sua conversão em

energia elétrica e abordou sobre os componentes do SFCR e sua conexão à rede de distribuição.

Também expôs metodologias para o levantamento do potencial solar de uma região, para o

dimensionamento básico de um sistema fotovoltaico on-grid e para sua análise econômica,

através de metodologias da engenharia econômica.

Do levantamento do potencial de geração fotovoltaica disponível nos telhados

residenciais observou-se o grande potencial para a sua exploração, o que foi reforçado quando

seu potencial foi comparado com a demanda de energia elétrica do setor residencial. Desse

estudo da capacidade de suprir o consumo residencial concluiu-se que todos os estados possuem

as condições inicias de irradiação e área de telhado disponível para suprir seu consumo

totalmente e ainda gerar excedentes de energia elétrica para o sistema elétrico. Desse fato, pode-

se inferir que o projeto de sistemas voltados para a compensação máxima da fatura de energia

sem a geração de excedentes, é uma alternativa plausível e muito boa para a unidade

consumidora. No entanto, esta estratégia não é a ideal para o aproveitamento ótimo desta fonte

de energia, que poderia contribuir para o suprimento de energia elétrica de outros setores

também, fato que não ocorre devido a legislação atual que não permite a comercialização do

excedente de energia elétrica gerada pelos sistemas fotovoltaicos.

A conclusão acerca da capacidade das UF em suprir seu consumo residencial

possibilitou o início da etapa seguinte do trabalho proposto, que foi o dimensionamento dos

SFCR de cada UF e a estimativa do seu custo de instalação, para a posterior análise econômica.

Dos sistemas propostos no estudo verificou-se que quanto maior o porte do sistema projetado,

maior é a sua viabilidade, possuindo um retorno maior e num tempo mais curto, isto é, possuem

uma viabilidade econômica significativa. Assim, em sistemas com um consumo baixo, como

nos casos dos consumidores com o padrão trifásico – já que no estudo foi considerado o mesmo

consumo médio de energia elétrica para todos os padrões de conexão com a rede, ou seja, quanto

maior a disponibilidade, menor será a potência pico do sistema dimensionado –, o sistema de


89

compensação de créditos de energia elétrica ainda não possui tanta atratividade para o

consumidor.

O preço dos sistemas fotovoltaicos está em queda recorrente nos últimos anos, o que

leva a geração solar a se destacar e a assumir um papel mais relevante na geração de energia

elétrica no futuro. Porém, mesmo assim, o principal obstáculo para o incremento do uso dos

SFCR nas residências continua sendo o alto investimento inicial. Nesse sentido, percebe-se que

a instalação dos sistemas possui maior dependência dos aspectos financeiros e do modelo de

negócio adotado do que da irradiação solar incidente para se concretizarem. No trabalho não

foram analisadas formas de financiamento da energia solar, no entanto existem linhas de

financiamento de alguns bancos voltadas para a instalação destes sistemas no país.

Portanto, existem evidências de que a fonte solar fotovoltaica já é competitiva em todos

os estados hoje e possui condições de se tornar uma boa opção no setor residencial para a

geração alternativa de energia elétrica. E isso é devido ao ponto de vista econômico e

energético, além da sua característica sustentável.

6.2 Propostas para trabalhos futuros

Existem alguns fatores de fragilidade que devem ser considerados no estudo, tanto na

adoção de premissas como em algumas variáveis, e estes pontos podem ter efeitos nos

resultados do trabalho. O primeiro destes pontos está na consideração dos valores mínimos de

cada estado para o dimensionamento dos SFCR, pois ao adotar o valor mínimo temos certeza

de que o sistema será adequado para o consumo da UC, no entanto ao não considerar a curva

das médias mensais dos estados o sistema projetado irá gerar excedentes de energia, ou seja,

será um sistema mais caro.

Outro ponto de fragilidade é o dimensionamento básico do sistema fotovoltaico, sem

refinar o projeto, o que poderia torná-lo mais barato, já que os componentes estariam sendo

aproveitados de forma precisa. Contudo, por se tratar de um estudo com carácter nacional, sem

um local definido para a instalação dos SFCR é impossível a obtenção das características

específicas do local. Também foi considerado uma única média mensal de consumo de energia

elétrica para todas as UC por estado, independentemente do padrão de ligação dela com a rede

de distribuição. Esse fato foi necessário devido a falta de informações acerca da distribuição

dos consumidores pelo tipo de ligação e seu consumo médio pelas concessionárias adotadas

como as principais de cada estado.


90

É necessário citar também alguns aspectos na questão econômica, como: a taxa de

desconto utilizada, mesmo sendo um valor arbitrário ela possui impacto razoável na análise,

podendo aumentar ou diminuir o tempo de retorno do projeto dependendo de ser valor;

financiamentos, neste estudo não foram consideradas formas de financiamento e linhas de

crédito que eventualmente são oferecidas por alguns bancos aos consumidores, a sua inclusão

alteraria o modelo de negócio estudado. Além disso, com a tarifa branca os consumidores terão

variações no custo da energia elétrica durante o dia, podendo diminuir a competitividade da

fonte fotovoltaica para os consumidores que optarem por esse modelo de cobrança, pois a maior

parte da geração solar ocorre em horário fora de ponta.

É sabido que o Brasil possui um grande potencial de geração fotovoltaico como

apresentado neste trabalho, o que desperta o interesse na sua exploração. Portanto, para estudos

futuros podem ser buscadas metodologias para a minimização e possível solução dos pontos de

fragilidade encontrados nesse trabalho, isto é, devem ser considerados para a análise médias de

consumo diferentes para cada padrão de ligação das unidades consumidoras residenciais.

Também podem ser considerados financiamentos disponíveis na realização da análise

econômica dos sistemas.

Torna-se interessante a realização de um novo estudo considerando os consumidores

que optem pelo uso da cobrança através da tarifa branca, que leva em consideração os horários

de ponta e fora de ponta, cuja novas ligações já tem a possibilidade de aderir a este novo modelo

e até 2020 todos os consumidores poderão decidir por qual sistema de cobrança aderir. Além

disso, sabe-se que o desempenho dos componentes do SFCR varia com o aumento da

temperatura, de modo que um estudo considerando a influência da temperatura na geração e,

consequentemente, na viabilidade durante o tempo de vida útil do sistema é interessante.


91

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94

Apêndice

D

FG

OM

TM

SES

MG

RJ

SP

09

,46

6.9

2-R

$

6,7

09

.23

-R$

1

0,7

03

.85

-R$

6

,70

9.2

3-R

$

6,7

09

.23

-R$

6

,70

9.2

3-R

$

9,4

66

.92

-R$

1

0,7

03

.85

-R$

17

,96

0.6

1-R

$

5,5

93

.29

-R$

9

,02

9.7

1-R

$

5,4

36

.15

-R$

5

,58

5.0

6-R

$

5,6

21

.88

-R$

8

,11

6.1

8-R

$

9,5

45

.29

-R$

26

,42

5.8

2-R

$

4,4

56

.26

-R$

7

,32

3.9

2-R

$

4,1

39

.00

-R$

4

,43

9.9

4-R

$

4,5

14

.25

-R$

6

,74

0.2

5-R

$

8,3

65

.14

-R$

34

,86

2.0

2-R

$

3,2

97

.74

-R$

5

,58

5.9

0-R

$

2,8

17

.34

-R$

3

,27

3.4

7-R

$

3,3

85

.97

-R$

5

,33

8.6

8-R

$

7,1

62

.98

-R$

43

,26

8.6

6-R

$

2,1

17

.32

-R$

3

,81

5.0

2-R

$

1,4

70

.70

-R$

2

,08

5.2

6-R

$

2,2

36

.66

-R$

3

,91

0.9

7-R

$

5,9

38

.42

-R$

51

,64

5.1

8-R

$

91

4.5

9-R

$

2,0

10

.67

-R$

9

8.6

0-R

$

87

4.8

9-R

$

1,0

65

.93

-R$

2

,45

6.6

5-R

$

4,6

91

.03

-R$

68

.98

R$

3

10

.87

R$

1

72

.22

-R$

1

,29

9.4

3R

$

35

8.0

4R

$

12

6.6

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