ANÁLISE DA CONTRIBUIÇÃO DA GERAÇÃO ......Orientador: Prof. Walter Issamu Suemitsu, Dr Ing. Rio...
71
ANÁLISE DA CONTRIBUIÇÃO DA GERAÇÃO FOTOVOLTAICA NA REDUÇÃO DO CUSTO DA ENERGIA ELÉTRICA NO SERTÃO DA BAHIA Paulo Geovane Santos de Mattos Junior Projeto de Graduação apresentado ao Curso de Engenharia Elétrica da Escola Politécnica da Universidade Federal do Rio de Janeiro, como parte dos requisitos necessários à obtenção do título de Engenheiro Eletricista. Orientador: Prof. Walter Issamu Suemitsu, Dr Ing. Rio de Janeiro Março / 2019
Transcript of ANÁLISE DA CONTRIBUIÇÃO DA GERAÇÃO ......Orientador: Prof. Walter Issamu Suemitsu, Dr Ing. Rio...
ANÁLISE DA CONTRIBUIÇÃO DA GERAÇÃO FOTOVOLTAICA NA
REDUÇÃO DO CUSTO DA ENERGIA ELÉTRICA NO SERTÃO DA BAHIA
Paulo Geovane Santos de Mattos Junior
Projeto de Graduação apresentado ao Curso de
Engenharia Elétrica da Escola Politécnica da
Universidade Federal do Rio de Janeiro, como
parte dos requisitos necessários à obtenção do
título de Engenheiro Eletricista.
Orientador: Prof. Walter Issamu Suemitsu, Dr Ing.
Rio de Janeiro
Março / 2019
2
ANÁLISE DA CONTRIBUIÇÃO DA GERAÇÃO FOTOVOLTAICA NA
REDUÇÃO DO CUSTO DA ENERGIA ELÉTRICA NO SERTÃO DA BAHIA
Paulo Geovane Santos de Mattos Junior
PROJETO DE GRADUAÇÃO SUBMETIDO AO CORPO DOCENTE DO CURSO DE
ENGENHARIA ELÉTRICA DA ESCOLA POLITÉCNICA DA UNIVERSIDADE FEDERAL
DO RIO DE JANEIRO, COMO PARTE DOS REQUISITOS NECESSÁRIOS À
OBTENÇÃO DO TÍTULO DE ENGENHEIRO ELETRICISTA.
Examinado por:
Prof. Walter Issamu Suemitsu, Dr. Ing
(Orientador)
Prof. Sergio Sami Hazan, Ph.D.
Prof. Heloi José Fernandes Moreira, D. Sc.
Diego de Souza de Oliveira, M. Sc.
RIO DE JANEIRO-RJ, BRASIL
MARÇO DE 2019
3
4
Agradecimentos
Agradeço primeiramente a minha família de sangue de lá da Bahia por ter me dado
forças para ter chegado até aqui: minha mãe Rose, meu pai Paulo, minha irmã Thalita
e meu irmão Pedro. Agradeço especialmente a minha Vó Maria por todo amor envolvido.
Aos amigos que me apoiaram desde quando surgiu a oportunidade de estar por aqui
hoje e acompanharam meu sofrimento desde cedo: Bia, Leo, André, Lis, Maurinho,
Gabriel, Tai, Brendon, Apolo e Neidinha.
Aos amigos do CEFET-BA que sempre me apoiaram: Maradona, Gabriel Cesar, Deivid,
Ping e Sugui;
Agradeço a família que eu escolhi – ou que me escolheu para fazer parte dela - do Rio
de Janeiro.
Aos meus irmãos de coração Pedro Dias e Pedro Henrique por me darem forças todos
os dias para continuar e por serem determinantes dessa etapa. Ao Erick Sobrinho, Caio
Marques, Henrique Frazão, Dani(el) Florido e Adriano por serem meus Braços sempre
quando precisei deles. Ao Thiago Albuquerque por sempre me passar boas energias e
ser um grande irmão nessa etapa. A Vitória, Rhaony, Luisa, Elisa, Amanda(s),
Marquinhos, Karen Rosa, Guilherme Barquette e Lucas Sá por serem grandes
companheiros de sofrimento, pela ajuda mútua, pelos cafés e pelos abraços sinceros.
Ao Álvaro, Daniel Coimbra, Gabriel Leal, Carlos Novaes, Tales Barreto e à Marcela
Capellão por terem se aproximado de mim um pouco depois, mas que mesmo assim
me apoiaram muito quando precisei.
Aos professores Ericksson Rocha e Almendra, este que me deu essa chance de estar
aqui hoje, Claudio Miceli, Heloi Fernandes e Walter Suemitsu por me apoiarem durante
a trajetória na universidade e sempre passando aprendizado, tanto em sala de aula
quanto fora para a vida.
A todos que um dia me desejaram bem. E também para aqueles que disseram que eu
não ia conseguir.
5
Resumo do Projeto de Graduação apresentado à Escola Politécnica/UFRJ como parte
dos requisitos necessários para obtenção do grau de Engenheiro Eletricista.
ANÁLISE DA CONTRIBUIÇÃO DA GERAÇÃO FOTOVOLTAICA NA
REDUÇÃO DO CUSTO DA ENERGIA ELÉTRICA NO SERTÃO DA BAHIA
Paulo Geovane Santos de Mattos Junior
Março/2019
Orientador: Walter Issamu Suemitsu, Dr. Ing.
Curso: Engenharia Elétrica
O presente projeto de graduação apresenta uma metodologia para avaliar o
custo da energia produzida por um sistema de geração fotovoltaica instalado numa
residência comum na região do Sertão da Bahia, na qual detém dos melhores índices
de irradiação solar do país, além de servir como alavanca para o desenvolvimento
econômico e social para a região. O estudo ainda explana uma breve análise de
viabilidade técnico-econômica do sistema fotovoltaico para uma residência, analisando
valores de instalação e manutenção dos sistemas ligados a rede ou funcionando de
modo isolado e, posteriormente, comparando o custo nivelado da energia gerada pelo
sistema fotovoltaico (LCOE) com o custo da energia fornecida pela concessionária em
dois cenários: no modelo de tarifação convencional e adotando o modelo da Tarifa
Branca. No final, são apresentadas soluções alternativas para otimizar o custo/benefício
do investimento.
Palavras-chave: Geração de Energia, Política tarifária, Energia Solar Fotovoltaica,
Geração Distribuída
6
Abstract of Undergraduate Project presented to Escola Politecnica/UFRJ as a partial
fulfillment of requirements for the degree of Electrical Engineer.
ANALYSIS OF THE CONTRIBUTION OF PHOTOVOLTAIC GENERATION IN
THE REDUCTION OF THE COST OF ELECTRICITY IN MIDDLE WEST OF
BAHIA – BRAZIL
Paulo Geovane Santos de Mattos Junior
March/2019
Orientador: Walter Issamu Suemitsu, Dr. Ing.
Curso: Engenharia Elétrica
This undergraduate Project presents a methodology to evaluate the unit cost of the
energy through a photovoltaic energy system installed on a common residence in the
Middle West of State of Bahia – Brazil, reference to the best index of solar irradiation in
Brazil, besides being possible increase a degree of develop to the region.
The project explains a soon technical-economics analysis about the photovoltaic system
for a residence, associates costs about maintenance and operation of on-grid and off-
grid systems and, then comparing the levelized unit cost of produced energy (LCOE)
through photovoltaic system with the provided energy from distribution system in two
scenarios: conventional model and Tarifa Branca model (differential fare). In the final
text, will be present any solutions to increase the benefit-cost of initial investment.
Key words: Distributed energy, photovoltaic solar energy, tariff policy, energy generation.
7
Lista de Figuras
Figura 1 - IDH e consumo de eletricidade per capita dos Estados Brasileiros ............. 11
Figura 2 - Tipos de radiações incidentes na terra ...................................................... 17
Figura 3 - Balanço de Energia da Terra ...................................................................... 17
Figura 4 - Corte transversal da célula fotovoltaica ...................................................... 19
Figura 5 - Parâmetros de Potência máxima do módulo fotovoltaico ............................ 20
Figura 6 - Sistema Fotovoltaico completo (a) Módulo fotovoltaico modelo KS5T –
Kyocera (b) ................................................................................................................. 21
Figura 7 - Curva I x V do módulo fotovoltaico Siemens modelo SP75 ......................... 22
Figura 8 – Estrutura Tarifária do Brasil ....................................................................... 27
Figura 9 - Bandeiras Tarifárias .................................................................................... 27
Figura 10 - Postos Tarifários da Tarifa Branca ............................................................ 28
Figura 11 - Fluxo de Potência de um SFCR ................................................................ 30
Figura 12 - Mapa das Mesorregiões do Estado da Bahia ............................................ 32
Figura 13 - Imagem do Elevador Lacerda representando a Cidade de Salvador, capital
do estado da Bahia ..................................................................................................... 33
Figura 14 - Sub-regiões do Nordeste .......................................................................... 34
Figura 15 - Região do Semiárido Brasileiro ................................................................. 34
Figura 16 - Região do Sertão Baiano .......................................................................... 34
Figura 17 - Mapa das principais atividades econômicas da Bahia .............................. 35
Figura 18 - Lavoura de Soja em Luis Eduardo Magalhães .......................................... 36
Figura 19 - Região da Chapada Diamantina ............................................................... 37
Figura 20 - Ponte de ligação entre as cidades de Juazeiro e Petrolina, Vale do São
Francisco .................................................................................................................... 38
Figura 21 - Usina Fotovoltaica Pituaçu Solar .............................................................. 43
Figura 22 - Irradiação direta normal – Média anual 2017 no Brasil em kWh/m² .......... 44
Figura 23 - Parque Solar Ituverava - Tabocas do Brejo Velho/BA ............................... 45
Figura 24 - Irradiação Global Horizontal por mês. ....................................................... 47
Figura 25 - Municípios com maiores índices de consumo de energia elétrica - Classe B1
Residencial ................................................................................................................. 49
Figura 26 - Ranking da Tarifa Residencial – Bahia .................................................... 50
8
Lista de Tabelas
Tabela 1 - Consumidores Classe B ............................................................................. 24
Tabela 2 - Consumidores Classe A ............................................................................. 24
Tabela 3 - Consumo de energia por segmento – Estado da Bahia ............................. 39
Tabela 4 - Irradiação Solar na região do Sertão .......................................................... 46
Tabela 5 - Consumo de Energia por município do Sertão ........................................... 48
Tabela 6 - Dados da Concessionária .......................................................................... 50
Tabela 7 - Consumo médio mensal ............................................................................ 51
Tabela 8 - Custos envolvidos na conta de energia da região ...................................... 51
Tabela 9 - Distribuição de cargas de um modelo de residência .................................. 52
Tabela 10 - Tabela de Irradiação Solar diária média mensal dos municípios do Sertão
................................................................................................................................... 53
Tabela 11 - Modelos e Preços de Inversores .............................................................. 55
Tabela 12 - Modelos e Preços de Módulos Fotovoltaicos ........................................... 57
Tabela 13 - Kits Fotovoltaicos ..................................................................................... 59
Tabela 14 - Custos de investimento do sistema .......................................................... 59
Tabela 15 - Geração Mensal Média do Sistema Fotovoltaico dimensionado .............. 61
Tabela 16 - Custo unitário do kWh gerado pelo Sistema Fotovoltaico ........................ 63
Tabela 17 - Razão Custo Energia Fotovoltaica x Custo Energia Convencional por tempo
de uso ......................................................................................................................... 64
Tabela 18 - Razão Custo Energia Fotovoltaica x Custo Energia Tarifa Branca ........... 66
Tabela 19 - Consumo Residencial e Custo da conta de energia ................................. 68
9
Lista de Gráficos
Gráfico 1 - Consumo de Energia - Bahia..................................................................... 39
Gráfico 2 - Número de Consumidores - Bahia ............................................................ 39
Gráfico 3 - Geração Elétrica por Fonte – Bahia .......................................................... 40
Gráfico 4 - Geração Elétrica por Fonte – Brasil .......................................................... 40
Gráfico 5 - Precipitação na Bacia do São Francisco .................................................. 41
Gráfico 6 - Volume útil do Reservatório de Sobradinho (%) ....................................... 41
Gráfico 7 - Geração de Energia – UHE Sobradinho e Complexo Paulo Afonso .......... 42
Gráfico 8 - Irradiação Solar Diária Média Mensal ........................................................ 54
Gráfico 9 - Comparação entre sistemas de módulos fotovoltaicos .............................. 58
Gráfico 10 - Custo da Energia Fotovoltaica por Sistema ............................................. 64
Gráfico 11 - Razão Custo Energia Fotovoltaica x Custo Energia Convencional .......... 65
Gráfico 12 - Razão Custo Energia Fotovoltaica x Custo Tarifa Branca ....................... 66
Gráfico 13 - Comparação -- Custo Energia Fotovoltaica x Custo Energia Tarifa Branca
................................................................................................................................... 67
10
Sumário Agradecimentos ............................................................................................................ 4
Lista de Figuras ............................................................................................................ 7
Lista de Tabelas ........................................................................................................... 8
Lista de Gráficos ........................................................................................................... 9
1. Introdução ............................................................................................................ 11
1.1. Objetivos .......................................................................................................... 12
1.2. Metodologia ..................................................................................................... 13
1.3. Justificativa e Relevância .............................................................................. 13
1.4. Organização do Trabalho ............................................................................. 15
2. Conceitos Básicos ............................................................................................... 16
2.1. Energia Solar ............................................................................................ 16
2.1.1. O Sol como fonte de energia ..................................................................... 16
2.1.2. Irradiação Solar na Terra .......................................................................... 16
2.1.3. Irradiância ................................................................................................. 18
2.1.4. Efeito Fotoelétrico e Efeito Fotovoltaico .................................................... 18
2.1.5. Células Fotovoltaicas ................................................................................ 19
2.1.6. Módulo e Sistema Fotovoltaico ................................................................. 19
2.1.7. Fatores de interferência na geração fotovoltaica ....................................... 21
2.2 Estrutura tarifária da energia elétrica no Brasil .......................................... 22
2.3 Aspectos Legais da Geração Distribuída no Brasil .................................... 29
3. Estudo da Região ................................................................................................ 32
3.1 O Estado da Bahia .................................................................................... 32
3.1.1 Região do Sertão ...................................................................................... 33
3.1.2 Oferta e Demanda energética ................................................................... 38
3.1.3 Potencial Energético Solar ........................................................................ 42
4. Modelagem do Estudo ......................................................................................... 48
4.1 Considerações iniciais ............................................................................... 48
4.2 Cálculo do custo médio da energia da região ............................................ 51
4.3 Levantamento do perfil de carga residencial do local estudado e especificação do sistema fotovoltaico ......................................................................... 52
4.3.1 Dimensionamento do Sistema Fotovoltaico ............................................... 54
4.4 Simulação do custo de implantação de um Sistema Fotovoltaico.............. 59
4.5 Análises e Resultados ............................................................................... 63
5. Conclusões .......................................................................................................... 69
6. Referências ......................................................................................................... 70
11
1. Introdução
A energia elétrica é hoje uma das maiores necessidades do ser humano. Basicamente,
tudo que permeia a sociedade moderna envolve a utilização da energia elétrica como
base motriz para o funcionamento do mundo. Iluminação, força motriz, aquecimento são
exemplos de usos comuns da energia. Segundo Ahborg, a eletricidade pode não trazer
desenvolvimento por ela mesma, entretanto é um pré-requisito para isso. No entanto,
como recurso relacionado ao bem-estar social, o acesso a energia elétrica ainda é
escasso no mundo. O Brasil possui ainda cerca de 1 milhão de domicílios sem energia
elétrica (IBGE 2017) , o que se causa espanto para muitos.
De acordo com Silva e Guimarães (2012), a evolução da qualidade de vida da sociedade
está estritamente ligada com o consumo de eletricidade. A Figura 01 mostra uma
relação entre o IDH x Consumo de Energia per capita. Nota-se que é necessário
estimular o consumo de energia em diversos estados para que se atinja uma meta de
IDH referência. A Bahia é um dos estados que está na margem de crescimento do IDH.
O estado possui uma região de sertão que possui IDH considerado baixo (entre 0,500
e 0,599) (PNUD, 2010) e com o incentivo de novas fontes de geração nesses locais é
possível aumentar esse índice, de acordo com a hipótese dos autores.
Figura 1 - IDH e consumo de eletricidade per capita dos Estados Brasileiros
(Fonte: http://ecen.com/eee86/eee86p/eee86.pdf)
As fontes de geração de energia no país são basicamente provenientes de usinas
hidrelétricas, onde o custo da energia final é menor, comparada aos outros tipos, como
12
as termelétricas e termonucleares. As fontes alternativas de energia, como solar
fotovoltaica e eólica, estão começando a criar espaço na matriz energética nacional e
correspondendo a uma fração considerável de energia gerada no total. Além de serem
fontes consideradas como limpas por apresentarem baixo impacto ambiental
comparadas com as fontes que dependem de combustíveis fósseis, estas fontes entram
no mercado de energia com preços competitivos para o consumidor.
Não obstante, o custo da energia final repassado para o consumidor é considerado alto
devido a carga tributária aplicada ao preço da energia gerada, pelo custo da geração de
acordo com a natureza da fonte e pelos encargos setoriais relacionados. Aliado a isso,
existem sistemas tarifários criados para que o equilíbrio de preços da energia gerada,
distribuída, transmitida e consumida estejam de acordo com o mercado energético.
Nota-se que os modelos criados estimulam a economia de energia baseado no preço
pago pelo consumidor. Portanto, fica a cargo do consumidor convencional,
principalmente o consumidor residencial, encontrar alternativas para pagar o menor
preço da energia, seja recorrendo à redução do consumo, seja gerando sua própria
energia de forma que atenda sua demanda.
1.1. Objetivos
Este trabalho tem como objetivo analisar o custo final da energia fotovoltaica
entregue ao consumidor de classe residencial localizado na região que engloba os
municípios que mais consomem energia no Sertão da Bahia. A avaliação será feita a
partir de simulações de custos de implementação dos sistemas fotovoltaicos baseando-
se em períodos de 10, 15, 20 e 25 anos, com tipos variados de módulos solares e seus
auxiliares, considerando um perfil de demanda residencial comum da região estudada.
Será realizada uma breve análise de viabilidade econômica da instalação de um sistema
fotovoltaico numa residência comum da região, tanto integrado quanto isolado à rede, e
comparado o custo da energia gerada pelo consumidor com o custo da energia elétrica
convencional.
Como objetivo secundário, será avaliado também como esse custo médio de energia
pode se relacionar com a adoção da Tarifa Branca de energia instituída pela ANEEL
aos novos consumidores através das distribuidoras e analisando o custo-benefício da
adoção da geração fotovoltaica frente ao novo cenário instituído.
13
1.2. Metodologia
O método de análise deste trabalho baseou-se inicialmente na abordagem
qualitativa nas informações relacionadas a viabilidade econômica de implementação de
sistemas fotovoltaicos no Brasil. Foi realizado o levantamento das necessidades de
energia elétrica da região de forma qualitativa e, com isso, associando ao perfil de carga
residencial de cada consumidor. Foram utilizados dados da concessionária de energia
local para a análise do custo da energia elétrica de acordo com o local estudado e, em
seguida, foi realizado o levantamento do custo de implementação dos sistemas
fotovoltaicos em uma unidade residencial através de inferência comercial aos
fabricantes dos sistemas de acordo com o perfil de carga encontrado anteriormente. A
partir daí, pôde-se relacionar, através de indicadores, o custo médio da utilização da
energia gerada por sistema fotovoltaicos com o custo dos sistemas tradicionais de
fornecimento através da distribuidora e, em seguida, mostrar a viabilidade dos sistemas
fotovoltaicos frente ao custo da energia elétrica convencional, inclusive utilizando novos
sistemas de tarifação, como a Tarifa Branca, mapeando os custos relacionados no
horário fora de ponta.
1.3. Justificativa e Relevância
O crescente uso das fontes alternativas de energia no Brasil e no Mundo decorre,
dentre outros motivos, do aumento do consumo de energia elétrica da população e da
necessidade da extração de energia de forma sustentável com o mínimo de impacto ao
meio ambiente. Com a matriz energética brasileira baseada em sua maioria de fontes
hidráulicas (65,2%) (EPE, 2018), a diversificação das fontes de energia possibilita
alternativas de geração de energia elétrica com o intuito de reforçar a oferta de energia
para o país de forma mais limpa, compensando o avanço das fontes que utilizam
combustíveis fósseis para seu funcionamento.
Em 2017, o consumo de energia elétrica bateu o patamar de 526,2 TWh (EPE, 2018)
e a previsão é que no ano de 2050 esse valor chegue a 1.605 TWh (EPE, 2016). Em
geral, a tendência de crescimento do consumo de energia é justificada pelo otimismo
relacionado aos indicadores econômicos do país (PIB), fato ocorrido nos anos anteriores
até 2010 e tendo novo crescimento, ainda que lento, a partir de 2017 e pelo crescimento
constante da população, principalmente nas cidades.
O risco de racionamento de energia elétrica é um outro fator para a inserção de
novas fontes de energia na matriz elétrica brasileira. Por esta ter característica
majoritariamente hídrica, variáveis como a afluência e níveis de reservatórios existentes
no país devem ser levadas em consideração para a previsão de geração hidráulica pelas
14
usinas. Sobre a dinâmica da afluência dos rios, os meses entre Maio e Novembro são
considerados de seca, uma vez que a média das afluências obtém uma queda
significativa, implicando numa diminuição de geração hidroelétrica, colocando em risco
a segurança energética do país caso não haja uma intervenção da operação do sistema
ao incluir outro tipo de geração para suprir a perda energética no sistema. Portanto, para
garantir o abastecimento nestes períodos, se faz o uso da energia proveniente de usinas
térmicas a combustível fóssil que, além de ter um custo por MWh maior comparado ao
custo da energia gerada por hidrelétricas, possui o agravante do fator ambiental
relacionado a poluição dessas fontes pela emissão de gases poluentes para a
atmosfera.
Do ponto de vista do consumidor final, principalmente no Ambiente de
Comercialização Regulado (ACR), além do custo final do consumo de energia elétrica,
o custo adicional de operação das usinas térmicas é repassado para a conta de energia
elétrica e identificado pelo Sistema de Bandeiras Tarifárias, na qual prevê um aumento
de até R$ 0,035 por cada kWh consumido considerando o patamar mais crítico de
operação do sistema. Outras tarifações foram criadas para tentar reduzir o custo da
energia elétrica principalmente para os consumidores residenciais, como a Tarifa Social
voltada para o público de baixa renda e a Tarifa Branca - na qual diferencia o custo da
energia de acordo com o horário de consumo - com o intuito de diminuir o consumo no
horário de ponta. A entrada de fontes alternativas através da Geração Distribuída,
principalmente energia solar, inicialmente seria uma alternativa para redução do custo
da energia elétrica de um local, uma vez que a geração própria seria creditada à
concessionária de energia, implicando um menor custo de utilização da energia pelo
consumidor principalmente nos horários de ponta, resumindo os custos em variáveis
fixas como instalação e manutenção dos painéis solares e tendo ao longo prazo um
retorno do investimento, traduzindo em ganhos reais na energia consumida.
A ideia de explorar a região do sertão do estado da Bahia se dá devido aos
aspectos geográficos existentes - como clima semi-árido, com baixa incidência de
chuvas e nebulosidade, excelente para geração de energia solar, com valores de
irradiação anual maior que 2.200 kWh/m² (SECTI, 2018), e alta incidência de ventos
durante a noite. Levando-se em conta aspectos econômicos, o IDH do sertão da Bahia
é bastante baixo devido a diversos aspectos, como a necessidade de energia elétrica
para usufruir de recursos básicos, falta de irrigação em plantações nas quais os solos
ainda são férteis, falta de água para consumo próprio, etc. Entende-se que a expansão
do recurso solar melhore os indicadores de desenvolvimento a partir do acesso à
energia elétrica pela população, aproveitando ainda o baixo custo por hectare de terra
15
frente a outras regiões do estado e pela necessidade de desenvolvimento das cidades
circunvizinhas, levando emprego e renda para a população deste local.
1.4. Organização do Trabalho
No Capítulo 2 serão apresentados os conceitos básicos relacionados à energia solar e
suas tecnologias de aproveitamento e será feito um panorama da regulação do setor
elétrico brasileiro, citando modelos de tarifação de energia vigentes no país e a interação
com sistemas de geração distribuída.
No Capítulo 3 será apresentado um panorama geral das características do estado da
Bahia, citando principalmente a região do sertão, contendo informações referentes a
matriz energética, atividades econômicas e potenciais energéticos, associando no
cenário brasileiro das fontes alternativas, tendências relacionadas, informações de
consumo e demanda e exploração dos recursos solares da região.
No Capítulo 4 será realizada toda a análise de viabilidade econômica da implantação
de sistemas fotovoltaicos no perfil residencial na ótica do custo da geração, incluindo
modelos e custos de instalação de placas solares e seus auxiliares e metodologias de
cálculo para determinação do custo final da energia, considerando o investimento inicial
até o último período, com o foco em confrontar, ao final, o custo unitário da geração
fotovoltaica com o custo da geração da distribuição da energia pela concessionária.
O Capítulo 5 apresenta as conclusões relacionadas ao trabalho e propostas de
melhorias em trabalhos futuros.
16
2. Conceitos Básicos
2.1. Energia Solar
2.1.1. O Sol como fonte de energia
O sol é uma das fontes de energia mais amplamente utilizadas no nosso
cotidiano. Sob a forma de luz ou calor, o aproveitamento da energia solar é
imprescindível para a sobrevivência dos seres vivos, tanto em aspectos vitais e
fisiológicos quanto no desenvolvimento de novos hábitos visando o conforto e o
progresso da sociedade. Por ser uma fonte inesgotável, o interesse em explorá-la é
cada vez mais evidente e necessária. O Brasil apresenta índices de incidência solar
bastante generosos comparados ao restante do mundo, colocando o país nas melhores
posições de exploração de energia solar no mundo.
Com o total de 935 MW de capacidade instalada totalizada no ano de 2017, a
energia solar no Brasil possui cerca de ínfimos 0,1 % de contribuição na Matriz Elétrica
Brasileira (EPE 2018).
2.1.2. Irradiação Solar na Terra
A disponibilidade da radiação solar depende estritamente da localização na qual
está sendo analisada, verificada a partir dos dados de latitude. Os movimentos de
rotação e translação modificam a incidência solar nos locais terrestres, ora com a
disposição dos dias e das noites, ora com a modificação das estações do ano, o que
determina a posição relativa entre o conjunto Terra-Sol. A incidência é máxima na região
da Linha do Equador, entre os Trópicos de Câncer e de Capricórnio, limitados aos ±
23º 27’ de inclinação, e mínima entre os pólos.
Parte da radiação solar que chega na terra em forma de radiação
eletromagnética é refletida ou absorvida nas camadas mais superiores da atmosfera
devido às interações com as moléculas de gases presentes e outra parte incidide na
superfície terrestre em duas componentes: Irradiação Solar Direta e Irradiação Solar
Difusa, sendo a Irradiação Global a soma destas componentes. A primeira se relaciona
com a componente de radiação que incide diretamente na superfície terrestre enquanto
a segunda corresponde a radiação que sofre espalhamento pela atmosfera terrestre,
seja absorção ou refração.
17
Figura 2 - Tipos de radiação incidentes na terra
(Fonte: Atlas Solar da Bahia, 2018.)
Nota-se, de antemão, que as componentes atmosféricas, principalmente as nuvens (nas
quais dispõe basicamente de vapor de água), são barreiras que interceptam a total
incidência de radiação solar na superfície terrestre. Ainda assim, é possível aproveitar
a fração de energia restante proveniente da radiação difusa do sol, entretanto, dias com
condições de ausência de nuvens são bastante favoráveis para o aproveitamento da
energia solar. A Figura 3 apresenta o balanço de energia proveniente do sol e totais
absorvidos e refletidos pela superfície terrestre, além da emissão de radiação terrestre
para a atmosfera.
Figura 3 - Balanço de Energia da Terra
(Fonte: http://www.geografiatotal.com.br/2017/12/Radiacao-Solar.html)
18
2.1.3. Irradiância
A Irradiância é uma grandeza importante que indica a potência total de energia que a
radiação incidente transporta por unidade de área equivalente a uma distância de 1 UA1
(Unidade Astronômica). No SI a unidade é W/m². Esta é grandeza possibilita o estudo
dos locais propícios à exploração da energia solar no mundo. A irradiância pode ser
decomposta conforme a sua origem da radiação proveniente do sol, como (INPE, 2017):
(i) Irradiância direta normal (DNI) - é a taxa de energia proveniente do sol que
incide sobre a superfície de forma perpendicular;
(ii) Irradiância direta horizontal - é a taxa de energia de um feixe direto numa
superfície horizontal, dependente da DNI e do ângulo de zênite solar;
(iii) Irradiância difusa horizontal - é a taxa de energia de um feixe difuso de
energia numa superfície horizontal devido ao espalhamento do feixe solar sofrido
pela atmosfera;
(iv) Irradiância global horizontal - é a taxa de energia total do feixe solar com as
componentes difusa e direta que incide numa superfície horizontal, dependente
do ângulo de zênite solar.
(v) Irradiância no Plano inclinado - é a taxa de energia total do feixe solar que
incide numa superfície inclinada na latitude do local em relação a superfície
terrestre.
A partir dos conceitos demonstrados até agora e do entendimento do mecanismo de
irradiação solar na superfície terrestre, a utilização da fonte de energia solar pode ser
basicamente separada em duas formas: energia solar fotovoltaica e energia solar
térmica. Este trabalho se concentrará apenas no estudo da energia solar fotovoltaica e
suas aplicações.
2.1.4. Efeito Fotoelétrico e Efeito Fotovoltaico
O efeito fotoelétrico foi descoberto pelo físico alemão Heirinch Hertz em 1887 e
aperfeiçoado em 1905 por Albert Einstein ao comprovar a natureza corpuscular da Luz.
O efeito fotoelétrico constitui-se basicamente da emissão de elétrons de uma superfície
metálica após ser incidida uma radiação eletromagnética sobre esta, neste caso, a luz
e seus fótons.
O Efeito Fotovoltaico é relacionado a incidência de radiação em células
fotovoltaicas semicondutoras que provocam uma diferença de potencial (DDP) nos seus
1 UA - Unidade Astronômica corresponde a distância entre a Terra e o Sol equivalente a
aproximadamente 150 milhões de km.
19
terminais elétricos. Nota-se que o efeito fotovoltaico é relacionado ao efeito fotoelétrico,
com a diferença que no primeiro caso os elétrons são transferidos entre bandas de
valência e condução, provocando assim a tensão elétrica, enquanto que o segundo caso
os elétrons são retirados da superfície na qual a radiação incide.
2.1.5. Células Fotovoltaicas
As células fotovoltaicas são constituídas de material semicondutor (normalmente silício
com grau de pureza elevado) dopado com outros materiais que possibilitam a condução
de corrente, como o Fósforo e o Boro. O Fósforo desempenha o papel do dopante tipo
“n” doando elétrons, enquanto o Boro tem o papel do dopante tipo “p” como receptor de
elétrons. A Figura 4 expõe o corte transversal de uma célula fotovoltaica indicando os
terminais de contato e a junção pn do material.
Figura 4 - Corte transversal da célula fotovoltaica
(Fonte: http://ww2.ac-poitiers.fr/electrotechnique/IMG/pdf/energie_solaire_photovoltaique.pdf)
Os principais tipos de células fotovoltaicas podem ser constituídos de cristais
monocristalinos, policristalinos ou de silício amorfo. As variações ocorrem de acordo
com o custo de produção, percentual de pureza e ao processo de produção.
2.1.6. Módulo e Sistema Fotovoltaico
Um Módulo Fotovoltaico corresponde a uma associação de células fotovoltaicas
dispondo de um arranjo em série ou em paralelo, que possui tensão de saída variada
entre 0,4 e 0,7 V para cada célula. Este módulo se constitui como unidade básica do
sistema fotovoltaico.
As características elétricas dos módulos fotovoltaicos são apresentadas a partir
da curva corrente x tensão (I x V) na qual fornece informações específicas para a
utilização em projetos fotovoltaicos. Para cada ponto da curva I x V corresponde a
20
potência gerada pelo conjunto de células naquela condição de operação. A curva I x V
tem um ponto de operação específico que maximiza a potência gerada pelo módulo
chamado de Ponto de Potência Máxima, extraindo assim a maior eficiência do sistema
ao operar neste ponto.
A Figura 5 revela a curva I x V e a curva P x V de um módulo fotovoltaico genérico
e é indicado o ponto de potência máxima de operação.
Figura 5 - Parâmetros de Potência máxima do módulo fotovoltaico
(Fonte: http://www.cresesb.cepel.br/images/tutorial_solar/Image57.gif)
O sistema fotovoltaico é composto basicamente de três componentes:
1. Arranjo Fotovoltaico - composto dos módulos fotovoltaicos em forma de placas;
2. Unidade de Controle e condicionamento de potência - responsável pela garantia
do controle de potência das placas;
3. Armazenamento - Em forma de unidades acumuladoras de energia – baterias
para operação off-grid.
4. Inversor DC/AC – equipamento que converte a corrente contínua proveniente
dos módulos solares em corrente alternada compatível com a maioria dos
equipamentos domésticos e com a rede de distribuição.
A Figura 6 mostra um esboço de um sistema fotovoltaico instalado numa residência e
um modelo de módulo fotovoltaico fabricado pela empresa Kyocera.
21
Figura 6 - Sistema Fotovoltaico completo (a) Módulo fotovoltaico modelo KS5T – Kyocera (b)
(Fonte: http://www.neosolar.com.br)
2.1.7. Fatores de interferência na geração fotovoltaica
Os módulos fotovoltaicos possuem limitações no seu desempenho de acordo com os
fatores ambientais nas quais estão expostos, dentre eles, a temperatura e a intensidade
luminoso incidente no conjunto de células fotovoltaicas.
1. Influência da temperatura
O aumento da temperatura influencia diretamente a eficiência do módulo devido a
característica do semicondutor de reduzir a tensão de saída de forma significativa,
enquanto a corrente sofre uma redução pouquíssima significativa em comparação a
tensão. Neste caso, a curva I x V é modificada, alterando o ponto de potência máxima
a cada variação de temperatura.
2. Influência da intensidade luminosa
A intensidade luminosa (Irradiância), medida em W/m², influencia de forma linear na
corrente gerada pelo módulo fotovoltaico. Portanto, quanto maior a intensidade
luminosa, maior será a corrente elétrica gerada e, consequentemente uma maior
potência de saída.
A Figura 7 mostra a curva I x V de um módulo fotovoltaico da Siemens, modelo SP75
com intensidades luminosas e temperaturas variadas para avaliação do desempenho
do módulo nas seguintes circunstâncias:
Temperaturas: 25ºC, 45ºC, 60º C,
Irradiâncias: 1.000 W/m², 800 W/m².
(b) (a)
22
Figura 7 - Curva I x V do módulo fotovoltaico Siemens modelo SP75
(Fonte: https://www.abcsolar.com/pdf/sp75.pdf)
2.2 Estrutura tarifária da energia elétrica no Brasil
A partir da reestruturação do Novo Modelo do Setor Elétrico vigente desde 2003, na qual
foi definida uma série de mudanças relacionadas ao mercado da energia, precificação
e estruturas corporativas (a desestatização de empresas públicas e a mudança de um
modelo vertical integrado para um modelo horizontal), a estrutura tarifária foi
consequentemente alterada devido a existência de novos mercados de energia.
Atualmente, o setor elétrico brasileiro conta com dois ambientes de contratação que
modelam a comercialização da energia no país: o Ambiente de Contratação Livre (ACL)
e o Ambiente de Contratação Regulada (ACR), conforme são apresentados na Figura
8.
23
Figura 8 - Estrutura Tarifária no Brasil
(Fonte: Elaboração Própria)
No Ambiente de Contratação Livre participam os agentes de geração, comercializadores
e consumidores livres e especiais. Neste ambiente, os agentes participantes podem
negociar volumes de compra e venda de energia elétrica de forma livre, inclusive seus
preços. Os acordos são legitimados a partir de Contratos de Compra e Venda de
Energia no Ambiente Livre (CCEAL) com intermediação da Câmara de Comercialização
de Energia Elétrica (CCEE). Ainda neste ambiente, o preço da energia é regulado pelo
próprio mercado, de acordo com as condições de oferta e demanda do cenário na qual
a energia está sendo negociada.
O Ambiente de Contratação Regulada se restringe a uma regulação estatal do preço da
energia. Neste mercado, se encontram os consumidores cativos e as distribuidoras de
energia. As distribuidoras adquirem uma quantidade de energia através dos leilões
organizados pela ANEEL e efetivados pela CCEE, que pode ser proveniente dos
agentes de geração já existentes, novos empreendimentos de geração, provenientes
também de Itaipu Binacional e de geração distribuída. Este volume de energia adquirido
é repassado aos consumidores cativos – consumidores que tem contrato direto com a
distribuidora de energia – e os consumidores pagam o preço final da energia já com
impostos. A tarifa de energia no mercado ACR é regulada pela ANEEL e sofre reajustes
anuais, periódicos e extraordinários com o objetivo de manter o equilíbrio econômico-
financeiro da concessão de energia.
24
Tipos de Consumidores
De acordo com o (MME, 2017), as unidades consumidoras existentes no modelo do
setor elétrico vigente podem ser classificadas em 2 grupos: Grupo A – grupo que
pertence a tarifa binômia e Grupo B, que pertence a tarifa monômia. Esses
agrupamentos são realizados de acordo com o nível de tensão de atendimento e com a
demanda contratada, em kW. As classes de consumidores podem ser definidas como:
Residencial, Industrial, Comercial, Rural, Poder Público, Iluminação Pública e Serviço
Público. De acordo com o grupo e a classe, podem ser definidos os subgrupos dos
consumidores, conforme Tabelas 1 e 2:
Tabela 1 - Consumidores Classe B
Tabela 2 - Consumidores Classe A
Os consumidores do grupo B normalmente são atendidos com tensões menores que
2.300V, consideradas baixa tensão.
Estrutura Tarifária
Segundo o MME, estrutura tarifária “é o conjunto de tarifas aplicáveis aos componentes
de consumo de energia elétrica e/ou demanda de potência ativa, de acordo com a
modalidade de fornecimento” (MME, 2011). As regras de tarifação são aplicadas de
acordo com a classe e grupos de consumidores. Os consumidores do Grupo A possuem
uma tarifa de característica binômia, o que implica que a tarifação pode se alterar de
acordo com a hora de utilização e dos períodos do ano, enquanto que o Grupo B possui
um sistema de tarifação convencional, entretanto podendo ter variações no custo final
devido ao sistema de Bandeiras Tarifárias que indicam a necessidade de geração
térmica para garantir a segurança energética do sistema interligado, principalmente nos
Grupo Subgrupo Tipo de Consumidor
B1 Residencial e Residencial Baixa Renda
B2 Rural e Cooperativa de Eletrificação Rural
B3Demais Classes: Industrial, Comercial,
Serviços Públicos e Poderes Públicos
B4 Iluminação Pública
B
Grupo Subgrupo Tensão
A1 230kV ou maior
A2 88 a 138 kV
A3 69 kV
A3a 30 a 44kV
A4 2,3 a 25 kV
AS Sistemas Subterrâneos
A
25
períodos secos. Todas essas tarifas fazem parte da Tarifa de Uso do Sistema de
Distribuição (TUSD) e Tarifa da Energia (TE) que possibilitam a entrega da energia para
o consumidor final dentro da qualidade prevista pela ANEEL.
Tarifas Grupo A
Para o Grupo A, constituem basicamente dois tipos de estrutura tarifária, com duas
variações na estrutura não-convencional:
i) Estrutura Tarifária Convencional
O consumidor que opta pela tarifa convencional do Grupo A firma um contrato com
a concessionária de energia em que é estabelecido um valor de demanda de energia
pretendida pelo consumidor que pode ser utilizada em qualquer posto tarifário
(horário de ponta ou fora da ponta), independente do período do ano (período seco
ou úmido). Este consumidor pode optar esta tarifa se for atendido em nível de tensão
menor que 69kV sempre que tiver um contrato de demanda menor que 300kW.
ii) Estrutura Horo Sazonal
As tarifas Horo-Sazonais são caracterizadas pela aplicação de tarifas diferenciadas
de acordo com a hora de utilização (posto tarifário) ou período do ano (período seco
ou período úmido) da demanda contratada. O objetivo maior dessa estrutura tarifária
é de racionalizar o consumo de energia durante o dia e evitar sobrecargas no
sistema elétrico nos horários de maior consumo, através do recurso de aumento de
tarifa nesses casos.
A tarifa é diferenciada de acordo com o posto tarifário: se o posto tarifário for de
ponta, corresponde ao período de maior consumo de energia e, consequentemente,
a tarifa é mais cara, entre as 18h e 21h. Se o posto tarifário for fora da ponta,
corresponde ao período relacionado às demais horas do dia e fins de semana, na
qual a tarifa é mais barata para o consumidor final. Existem duas variações para a
estrutura horo sazonal: Horo Sazonal Azul e Horo sazonal Verde. A principal
diferença entre elas, dentre outras, é o atendimento na classe de tensão: unidades
consumidoras maiores que 69 kV são obrigadas a aderir a tarifa horo sazonal azul,
enquanto consumidores com tensão de atendimento menor que 69 kV e demanda
contratada maior ou igual a 300 kW tem a liberdade de escolher entre a verde e a
azul, conforme suas necessidades econômicas e operacionais.
26
Tarifas Grupo B
As tarifas estabelecidas para o Grupo B são tarifas convencionais, reajustadas
anualmente conforme Revisão Tarifária pela ANEEL e proporcionais ao consumo
elétrico do consumidor. Não há diferenciação de tarifação conforme a hora de utilização
(não há posto tarifário), no entanto existe um acréscimo de energia conforme a utilização
de usinas térmicas. As tarifas do Grupo B são estabelecidas pela ANEEL para cada
concessionária e são aplicáveis às unidades consumidoras que possuam tensão de
atendimento menor que 2.300 V, ou seja, consumidores dos subgrupos B1, B2, B3 e
B4.
A Tarifa Social de Baixa Renda é uma variação da Tarifa Residencial classe B1 para
consumidores residenciais que possuam consumo menor que 80 kWh ou que seu
consumo esteja no valor entre 80 e 220 kWh e que estejam cadastrados nos programas
sociais do Governo Federal. Esse tipo de tarifa foi criado para promover a
universalização da energia e dar acesso à energia elétrica às famílias mais necessitadas
num custo acessível para elas. O desconto pode chegar até 65% do valor da tarifa da
energia convencional.
O Sistema de Bandeiras Tarifárias foi criado em 2015 com o objetivo de sinalizar o
consumidor do risco elétrico de desabastecimento e alterar seus hábitos naturais para
a prática de um consumo consciente de energia. Após o desabastecimento extremo dos
reservatórios entre os anos de 2014 e 2015, as usinas térmicas estavam sendo
constantemente acionadas com o objetivo de evitar o colapso no abastecimento elétrico
do Sistema Interligado Nacional, provocando dessa forma o aumento do custo da
energia elétrica para o consumidor final. O sistema de bandeiras tarifárias incluiu três
bandeiras para informar a população sobre a situação dos reservatórios e acionamentos
de térmicas. No entanto, foi uma sinalização custou cara: a Figura 9 apresenta os
valores de acréscimo nas contas conforme a bandeira tarifária do mês:
27
Figura 9 - Bandeiras Tarifárias
(Fonte: https://blog.jotajota.net.br/bandeira-tarifaria-de-energia-como-funciona)
Após três anos de vigência, o mecanismo das bandeiras tarifárias foi contestado pelo
Tribunal de Contas da União (TCU) por não cumprir efetivamente o objetivo de auxiliar
os consumidores a economizar energia, mas sim de “antecipar receitas para evitar um
acúmulo de custos para as distribuidoras de energia”, segundo o ministro relator do
processo, Aroldo Cedraz.
Tarifa Branca
Apesar da tarifação convencional do Grupo B não dispor de nenhuma diferenciação no
seu valor na utilização, a tarifa branca é uma nova modalidade de tarifa que é aplicada
para os consumidores de baixa tensão (exceto subclasse baixa renda e iluminação
pública) dispondo de postos tarifários, assim como as tarifas do Grupo A.
Desta forma, o consumidor poderá pagar o valor do seu consumo de forma diferenciada,
pois dependerá do horário de utilização da energia elétrica. Segundo a proposta da
ANEEL, é uma oportunidade de reduzir o valor pago à concessionária de energia se
adequando a novos hábitos de consumo.
Basicamente, a tarifa branca funcionará com três postos tarifários: posto fora da ponta,
posto intermediário e posto ponta. A tarifa da energia será crescente considerando
esses postos, respectivamente. O posto intermediário é determinado como a hora que
é imediatamente anterior e posterior ao horário tipo ponta. O posto ponta é onde a
energia fica mais cara, normalmente nos horários de maior consumo elétrico. Em
28
contrapartida, a tarifa da energia no posto fora da ponta é menor que a tarifa
convencional aplicada hoje. A Figura 10 revela o resumo dos postos tarifários e seus
valores relativos.
Figura 10 - Postos Tarifários da Tarifa Branca
(Fonte: ABRADEE, 2017)
A tarifa Branca já está disponível para consumidores com média anual de consumo de
500 kWh. A partir do dia 1 de janeiro de 2019, os clientes que possuem média anual de
consumo de 250 kWh já podem solicitar a Tarifa Branca para a concessionária que
atende o domicílio. A partir de 2020, todas as unidades consumidoras estarão
disponíveis para utilização da tarifa branca (ABRADEE, 2017).
É necessário um estudo preliminar do perfil de consumo da unidade consumidora antes
de fazer a adesão à Tarifa Branca. Dependendo do perfil de consumo do consumidor, a
mudança do sistema de tarifação pode acarretar um aumento nos custos para o
consumidor. Entretanto, o consumidor arrependido poderá fazer a mudança para o
sistema convencional em até 30 dias, não sendo possível aderir à tarifa branca
novamente por 180 dias (ABRADEE, 2017). É possível ainda que, no tocante da
instalação de sistemas fotovoltaicos e a aderência a Tarifa Branca, o benefício financeiro
do sistema fotovoltaico não seja viável devido a piora no retorno do investimento, uma
vez que o sistema fotovoltaico apenas gera energia no período fora de ponta segundo
[2] e o acordo de compensação da energia prevê a compensação apenas nos postos
tarifários na qual a energia foi gerada, submetendo a um fator de correção caso seja
utilizada em um outro posto tarifário diferente.
29
2.3 Aspectos Legais da Geração Distribuída no Brasil
A Geração distribuída é caracterizada pela geração de energia (normalmente
através de fontes alternativas) que é localizada próxima ao consumo, conectada à rede
de distribuição. É um novo conceito, considerado uma mudança de paradigma no perfil
dos sistemas elétricos e nos usuários da energia elétrica: hoje em dia os consumidores
podem gerar a própria energia, consumí-la e gerar o excedente para a concessionária
de energia, saindo da figura do consumidor para um prosumidor. A geração off-grid é
considerada uma geração com operação dita “ilhada”, desconectada do sistema elétrico
da distribuidora, contextualizando uma microrrede, com o intuito de aumentar a
confiabilidade do sistema elétrico residencial, assim como reduzir o tempo de
indisponibilidade do fornecimento de energia elétrica para o consumidor.
As vantagens de ter uma geração localizada próxima ao consumo são inúmeras:
aumento da capacidade do sistema sem aumento da infraestrutura de distribuição;
melhora na confiabilidade do fornecimento de energia; baixo impacto ambiental em se
tratando de fontes alternativas; melhora o perfil de tensão das redes de distribuição;
incremento da fonte solar na matriz energética do país, dentre outras. Não obstante,
existem desvantagens que podem ser tratadas como desafios para a melhoria contínua
da geração distribuída, como: o aumento da complexidade do planejamento e operação
dos sistemas da rede elétrica; a necessidade de novos procedimentos de rede para
garantir a operação segura e limites de proteção do sistema; a incidência de tributos e
a preocupação econômico-financeira dos agentes envolvidos.
A regulação da geração distribuída no Brasil é realizada a partir da Resolução
Normativa 482/2012 da ANEEL, na qual estabelece regras para a operação do serviço
de micro e minigeração distribuídas no território brasileiro. Nesta resolução, atualizada
conforme a Resolução 687/2015, foi criado também o Sistema de Compensação de
Energia Elétrica, que é o mecanismo de empréstimo de energia excedente gerada pelo
prosumidor para a concessionária e posteriormente é compensada como consumo de
energia elétrica ativa na conta de luz.
É considerada uma microgeração distribuída uma central geradora com potência
instalada menor ou igual a 75 kW para qualquer fonte renovável, e uma minigeração
centrais geradoras que possuem potência instalada entre 75 kW e 3 MW para geração
hídrica ou 5 MW para qualquer outra fonte. Cada perfil de geração distribuída deve estar
conectado a uma distribuidora de energia, atendendo os requisitos do Módulo 3 do
PRODIST – Acesso ao Sistema de Distribuição.
30
Sistema de Compensação de Energia Elétrica
O sistema de compensação de energia elétrica foi criado para permitir que o consumidor
utilize a rede de distribuição como uma bateria virtual para armazenar a energia gerada
como excedente na sua instalação. Quando a energia injetada na rede for maior que a
consumida, o consumidor terá um crédito de energia (em kWh) que poderá ser utilizado
na sua conta de luz num período de até 60 (sessenta) meses após o faturamento. Note
que neste caso a energia não é vendida à concessionária e sim emprestada para uso
futuro. Este modelo de contabilização de energia é denominado de net metering e é
utilizada em diversos lugares do mundo por exigir menor burocracia na forma de
tributação da energia gerada (RAUSHMAYER, 2014).
A conta mensal de energia seguindo o modelo net metering é determinada pela
diferença entre o consumo e a geração verificada no mês. A contabilização da energia
gerada e consumida é realizada a partir de medidores bidirecionais ou, como forma
alternativa, através de dois medidores unidirecionais com fluxos invertidos para a
contabilização correta da energia que entra e sai do sistema. A Figura 11 apresenta o
fluxo de energia de um Sistema Fotovoltaico Conectado à Rede (SFCR).
Figura 11 - Fluxo de Potência de um SFCR - adaptado
(Fonte: ANEEL, 2016)
A adesão do sistema de compensação de energia elétrica pode ser feita pelos
seguintes perfis de consumidores:
i) Consumidores com unidade consumidora com micro ou minigeração
distribuída;
ii) Integrante de empreendimento de múltiplas unidades consumidoras
(condomínio) – sendo a utilização da energia elétrica de forma independente
por unidade consumidora, entretanto a instalação fotovoltaica esteja numa
área comum;
iii) Geração Compartilhada e;
31
iv) Autoconsumo remoto – na qual a unidade consumidora esteja em local
diferente da instalação fotovoltaica, entretanto esteja dentro da área de
concessão da distribuidora e que tenham mesma titularidade.
O tratamento da utilização dos créditos varia conforme grupo de consumidores na qual
existe a geração distribuída.
32
3. Estudo da Região
3.1 O Estado da Bahia
A Bahia é o 5º maior estado do Brasil em extensão territorial, com 564 mil km² de área
bruta e população estimada em 15 milhões de habitantes (IBGE, 2017). Salvador é a
capital do estado e faz parte dos 417 municípios divididos em sete mesorregiões
geográficas (SEI, 2016) conforme Figura 11.
Figura 12 - Mapa das Mesorregiões do Estado da Bahia
(Fonte: adaptado de pt.wikipedia.org/wiki/Bahia pelo autor)
O estado ainda dispõe do maior litoral brasileiro, com totais 1.183 km de costa,
facilitando as navegações e o escoamento das cargas produzidas e ainda se
fortalecendo economicamente com o turismo nas cidades costeiras. Com um Produto
Interno Bruto aproximado de 245 bilhões de reais (IBGE, 2017), a economia baiana é a
7ª maior do país e é bastante diversificada devido às suas características.
33
Figura 13 - Imagem do Elevador Lacerda representando a Cidade de Salvador, capital do estado da Bahia (Fonte: Governo da Bahia)
3.1.1 Região do Sertão
O sertão é caracterizado como uma das quatro sub-regiões do Nordeste brasileiro
situada na faixa que engloba 8 dos 9 estados da região, em especial o meio oeste do
estado da Bahia, conforme apresentada na Figura 14. A região é caracterizada pelo
clima semiárido, presente em 1.262 municípios do nordeste, demonstrado na Figura 14,
dispondo de hidrografia pobre - com médias anuais de precipitação menores que 800
mm e percentual diário de déficit hídrico maior ou igual a 60% (IBGE, 2017) - e como
vegetação predominante a Caatinga, caracterizada por vegetação rasteira e adaptada
aos locais mais secos.
34
Figura 14 - Sub-regiões do Nordeste
(Fonte: adaptado de pt.wikipedia.org/wiki/Sertao pelo autor)
Figura 15 - Região do Semiárido Brasileiro
(Fonte: IBGE, 2017)
A região do sertão baiano compreende a grande maioria da área do estado, dispondo
de 278 municípios. A Figura 16 demonstra a região dos Territórios de Identidade
relacionados ao sertão, segundo (SEI, 2018). Observa-se a demarcação da região
semiárida no estado da Bahia através do contorno amarelo no mapa.
Figura 16 - Região do Sertão Baiano
(Fonte: SEI, 2018)
35
As principais cidades que compõem o sertão baiano são: Juazeiro, Barreiras, Jequié,
Paulo Afonso, Luís Eduardo Magalhães, Guanambi, Jacobina, Irecê e Senhor do
Bonfim.
As principais atividades econômicas da região se concentram na agroindústria e na
fruticultura, se referindo a região oeste do estado. Na sub-região do Piemonte de
Diamantina, por exemplo, a atividade mais evidente é da pecuária extensiva, enquanto
na região da Chapada Diamantina o Turismo domina juntamente com a fruticultura a
economia da região. A atividade da agroindústria revela algum potencial de geração de
energia a partir da biomassa na região. Cerca de 4% da produção agrícola do país é
realizada na Bahia (AIBA, 2015). A Figura 17 revela o mapa das atividades econômicas
do estado, evidenciando a parte do sertão Baiano.
Figura 17 - Mapa das principais atividades econômicas da Bahia
(Fonte: SEI, 2010)
Ainda com o clima seco, a região do sertão é uma das recordistas no país na produção
de soja, milho, arroz e cana de açúcar. A região oeste do estado é evidência na colheita
de Soja, destacando a cidade de Luís Eduardo Magalhães, que desloca sua produção
para todo o Brasil através da BR-116, principal rodovia que corta a cidade.
36
Figura 18 - Lavoura de Soja em Luis Eduardo Magalhães
(Fonte: Governo da Bahia)
Entretanto, a estiagem e as altas temperaturas já causaram uma série de transtornos,
como a colheita do milho em 2015, na qual foi perdido cerca de 30% da lavoura, um
prejuízo que se reflete diretamente no preço pago pelo consumidor final.
Já a Chapada Diamantina é uma região fortemente atraída pelo ecoturismo e
bastante evidenciada pela forte produção de café e cachaça. Constituída de 23
municípios (Abaíra, Andaraí, Barra da Estiva, Boninal, Bonito, Ibicoara, Ibitiara, Iraquara,
Itaeté, Jussiape, Lençóis, Marcionílio Souza, Morro do Chapéu, Mucugê, Nova
Redenção, Novo Horizonte, Palmeiras, Piatã, Rio de Contas, Seabra, Souto Soares,
Utinga e Wagner), é caracterizada por um relevo dispondo de áreas de planalto e de
serras, com altitudes variando entre 500 e 1000 m. Nesta região encontra-se o ponto
mais alto do estado da Bahia, o Pico do Barbado, no município de Abaíra, com 2.033
metros de altitude, que forma um divisor de águas entre a Bacia do São Francisco e os
Rios de Contas e Paraguaçu. Essas variações de relevo justificam as belas paisagens
encontradas na Chapada Diamantina, como cachoeiras, vales, morros e grutas, fazendo
dela um dos maiores polos de ecoturismo do país, ainda que pertença a região do
sertão. A região é estimulada economicamente também, além do turismo, ecoturismo e
turismo rural citados anteriormente por um grande fomento na agricultura familiar,
produzindo produtos como o feijão, a mandioca e o milho. Outros produtos como a cana-
de-açúcar e o café são produtos que são explorados em grande escala. A bovinocultura
com predominância no gado de corte é a atividade mais expressiva na pecuária. Há
também uma discreta atividade artesanal nas comunidades rurais, como confecção de
37
toalhas, cestos e pequenas esculturas fabricadas com madeira ou, nos primeiros casos,
com palha ou fibra de bananas.
O estímulo ao ecoturismo e a produção agrícola, sem dúvidas, seria uma ação a ser
desenvolvida pelo governo para incrementar o Índice de Desenvolvimento Humano da
Região. No entanto, paralelo a esses setores, a evolução na infraestrutura de
transportes e de energia deve estar associada ao crescimento. No ponto de vista do
acesso à energia elétrica, devido às restrições ambientais aplicadas nos territórios
relacionados ao Parque Nacional da Chapada Diamantina que engloba cerca de 6
municípios desta região (Lençóis, Andaraí, Mucugê, Palmeiras, Itaetê e Ibicoara), existe
uma limitação na expansão da energia elétrica usual nesta área. A transmissão da
energia não seria possível, uma vez que é vetada a instalação de torres dentro de
regiões protegidas. Vale salientar que existem povoados que residem dentro destas
regiões e não possuem uma qualidade de vida adequada para sobrevivência
comparados aos que moram dentro das cidades fora da área protegida.
Figura 19 - Região da Chapada Diamantina
(Fonte: Governo da Bahia)
O Vale do São Francisco é a região mais ao norte do Estado da Bahia que ainda compõe
o sertão baiano. A região é destaque por suas vinícolas e produção de frutas como
goiaba, manga, melão e melancia. Tendo como destaque as cidades de Irecê, Paulo
Afonso, Sobradinho e Juazeiro, pode ainda citar Petrolina que pertence ao estado de
Pernambuco e é interligada por uma ponte partindo de Juazeiro. Tem característica de
solos férteis e utiliza bastante a irrigação para constituir as lavouras. Deve-se uma
atenção especial a esse tipo de atividade que demanda uma quantidade de energia
38
elétrica considerável para o bombeamento de água, podendo servir como uma
oportunidade de implantação de aproveitamentos fotovoltaicos para este fim.
A principal bacia hidrográfica da região é a Bacia do São Francisco, composta
principalmente do Rio São Francisco, mas também contém outros rios próximos, como
o Rio de Contas e o Rio Paraguaçu. O São Francisco corta as regiões do Velho Chico,
passando por Irecê e finalizando sua passagem no estado pelo Sertão do São
Francisco. Excetuando a cidade de Paulo Afonso, os outros municípios que compõem
o sertão não dispõem de grandes empreendimentos hidrelétricos.
Figura 20 - Ponte de ligação entre as cidades de Juazeiro e Petrolina, Vale do São Francisco
(Fonte: Governo da Bahia)
3.1.2 Oferta e Demanda energética
O Estado da Bahia fechou o ano de 2016 com um total de 24.952 GWh de consumo de
energia em todo o estado, com crescimento em quase todos os setores da sociedade.
No setor residencial (classe B1) o consumo efetuado foi de 6.889 GWh. Neste mesmo
ano, houve queda de 8,4% no consumo de energia elétrica do setor industrial,
decorrente da recessão enfrentada pelo país durante os anos de 2015 e 2016. Ainda
assim, em unidade de consumidores, o número total foi de 1,1% maior que o ano
anterior, evidenciando o crescimento de novos pontos de energia nos setores rural,
residencial, serviço público e outros. No ano de 2017 verificou-se, para o consumo
residencial, o valor de 6.824 GWh, com uma leve queda comparado ao ano anterior
ainda devido aos efeitos da recessão econômica do país (ANEEL, 2018).
39
Tabela 3 - Consumo de energia por segmento – Estado da Bahia (fonte: Anuário Estatístico de Energia Elétrica – 2017 – EPE)
Gráfico 1 - Consumo de Energia – Bahia
(Fonte: SEI, 2017)
Gráfico 2 - Número de Consumidores – Bahia
(Fonte: SEI, 2017)
A Tabela 3 indica o consumo em GWh e o número de unidades consumidoras no estado
da Bahia com base no histórico verificado a partir do ano de 2012. Os Gráficos 1 e 2
demostram estes dados para o ano de 2016. Nota-se, de antemão, o expressivo número
de consumidores residenciais e o crescimento deste número a cada ano. Nota-se
também que o maior consumo de energia se encontra no setor industrial, basicamente
justificado pelo investimento em maquinário pesado que necessite de grande
quantidade de energia elétrica para os seus processos internos de produção.
A Matriz Energética Elétrica do estado da Bahia é majoritariamente hidráulica,
acompanhando o perfil da matriz elétrica do Brasil. Os Gráficos 3 e 4 indicam o perfil
27%
39%
15%
8%
3%4% 4%0%
Bahia - Consumo de Energia (GWh) - 2016
Residencial
Industrial
Comercial
Rural
Poder público
Iluminação pública
Serviço público
Consumo próprio
88%
0%
7%4%
1%
0%0% 0%
Bahia - Número de Consumidores - 2016
Residencial
Industrial
Comercial
Rural
Poder público
Iluminação pública
Serviço público
Consumo próprio
40
das fontes de geração de energia encontradas no território baiano em comparação com
a geração elétrica do país.
Gráfico 3 - Geração Elétrica por Fonte – Bahia
(Fonte: EPE,2017)
Gráfico 4 - Geração Elétrica por Fonte – Brasil
(Fonte: Anuário Estatístico de Energia 2017 – EPE)
Como já foi introduzido neste trabalho, o principal aproveitamento hidrelétrico do estado
se encontra na Bacia do São Francisco, na região oeste do estado, no curso do Rio São
Francisco. Dentre estes, podem-se destacar as mais importantes para o fornecimento
de energia para o Sistema Interligado: Sobradinho e Paulo Afonso. Pode ser citado
também o empreendimento hidrelétrico de Pedra do Cavalo, localizado na região do
Recôncavo Baiano.
O Aproveitamento Hidrelétrico de Sobradinho, de propriedade da Companhia
Hidrelétrica do São Francisco – CHESF/ELETROBRÁS, está localizado no município
homônimo pertencente ao Sertão do São Francisco, próximo às cidades de Juazeiro/BA
e Petrolina/PE. Com potência instalada de 1,05 GW, o AHE compõe uma região alagada
dispondo de reservatório de regularização de 320 km de extensão. Juntamente a este
AHE, a CHESF também detém dos direitos de concessão do Complexo Hidrelétrico de
Paulo Afonso, formado pelas usinas Paulo Afonso I, II, III, IV e a usina de Apolônio
Sales, totalizando 4,28 GW de potência instalada.
Os aproveitamentos citados possuem 75% da potência instalada de fontes hidráulicas
do estado e apenas 3,3% da energia gerada pelo país.
0,1%
15,2% 0,8%
0,0%
65,2%
18,6%
Geração Elétrica por Fonte - Bahia
Eólica
Hidráulica - PCHs
Solar Fotovoltaica
Hidráulica
Derivados de Petróleo 65,8%9,8%
2,1%
2,9%
2,7%
8,5%
5,8% 2,4%
Geração Elétrica por Fonte - Brasil
Hidráulica (i)
Gás Natural
Derivados de Petróleo (ii)
Carvão
Nuclear
Biomassa (iii)
Eólica
Outras (iv)
41
Por possuir bastante predominância na matriz elétrica baiana, a geração
hidráulica vem sofrendo durante os últimos anos uma redução da oferta de energia
gerada devido a sua dependência com as condições de afluência dos rios. O Gráfico 5
indica o nível de precipitação na Bacia do São Francisco desde agosto de 2016. É
notado que o período de cheias começa no mês de novembro e se estende até abril e
que, diante dos fatos, nos últimos 2 anos os níveis de precipitação estão abaixo da
média histórica observada, caracterizada pela linha cinza no gráfico. O Gráfico 6 indica
o nível do principal reservatório da Bacia do São Francisco – Sobradinho, a partir do
mês de março de 2016. Pode-se notar que o ponto máximo do reservatório observado
durante o período foi de 32% no mês de março/2018, evidenciando uma queda na
geração de energia durante o mesmo período, fato manifestado no Gráfico 7.
Gráfico 5 - Precipitação na Bacia do São Francisco
(Fonte: CPTEC, 2018)
Gráfico 6 - Volume útil do Reservatório de Sobradinho (%)
(Fonte: ONS, 2018)
0
5
10
15
20
25
30
35
% d
o V
olu
me
Volume Útil - Reservatório de Sobradinho (%)
42
Gráfico 7 - Geração de Energia – UHE Sobradinho e Complexo Paulo Afonso
(Fonte: ONS, 2018)
Nota-se então que é necessária uma diversificação na matriz energética do estado para
evitar que o abastecimento elétrico venha à situação crítica e entre em colapso devido
aos diversos fatores provocados pela sazonalidade e anormalidade nos fenômenos
climáticos associados diretamente à exploração do potencial hídrico da região.
3.1.3 Potencial Energético Solar
O potencial solar explorado no estado da Bahia é caracterizado amplamente pela
transformação da energia solar fotovoltaica em energia elétrica. Ainda com um
crescimento tímido na matriz energética baiana, acompanhando a tendência da matriz
energética brasileira, a energia solar vem tendo maior crescimento em número de
consumidores na geração distribuída, principalmente com o barateamento das
tecnologias e o incentivo a isenção de impostos sobre importação de equipamentos e
componentes de geração solar, ainda como projeto que tramita na câmara
dosdeputados para incentivar a geração solar no país.
A primeira usina fotovoltaica inaugurada no estado foi no Estádio de Pituaçu em
Salvador, conhecida como Pituaçu Solar, como mostrada na Figura 21, palco de várias
disputas de futebol do maior clube do Nordeste, o Esporte Clube Bahia. Gerenciada pela
Superintendência de Desportos do Estado da Bahia, a usina com potência outorgada
de 404 kW foi a primeira a integrar um estádio de futebol na América Latina, garantindo
autossuficiência elétrica no estádio.
0
100
200
300
400
500
600
700
800
900
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24
Geração de Energia (GWh) - UHEs Paulo Afonso e Sobradinho
Total Sobradinho Complexo Paulo Afonso
43
Figura 21 - Usina Fotovoltaica Pituaçu Solar – Salvador/BA
(Imagem: Governo da Bahia)
Em 2017, foi contabilizado o total de 943 unidades consumidoras com geração
distribuída no estado, totalizando uma potência instalada de 11.154 kW, segundo a
ANEEL, com dados da Companhia de Eletricidade do Estado da Bahia (COELBA), todas
utilizando a fonte solar fotovoltaica como energia primária.
Por outro lado, a exploração do potencial solar no território baiano encontra-se em sua
maioria no sertão baiano, onde os índices de irradiação solar são bastante favoráveis a
instalação de empreendimentos solares, tanto fotovoltaicos quanto termossolares. A
Figura 22 mostra o mapa da Irradiância direta Normal do Brasil e pode-se destacar o
sertão da Bahia como uma das regiões de maiores índices de energia por metro
quadrado.
44
Figura 22 - Irradiação direta normal – Média anual 2017 no Brasil em kWh/m²
(Fonte: Global Solar Atlas, 2018)
Os municípios de Tabocas do Brejo Velho e Bom Jesus da Lapa, pertencentes a região
Oeste da Bahia, contida na região destacada acima de maiores valores de incidência
solar, detém 90% da potência instalada de Usinas Fotovoltaicas no estado da Bahia,
que equivale a 413.400 kW. O Parque Solar de Ituverava foi construído em 2017 pela
italiana Enel Green Power e tem capacidade instalada de 254 MW de potência e
produção estimada em 500 GWh de energia no ano. É considerada a maior usina solar
da America Latina. Segundo a administradora do parque solar, a usina é suficiente para
abastecer cerca de 268.000 domicílios brasileiros. O ponto de conexão com a rede
básica se dá pela SE Tabocas com tensão nominal de 230kV.
45
Figura 23 - Parque Solar Ituverava - Tabocas do Brejo Velho/BA
(Fonte: Banco de Imagens ENEL, 2018)
É possível notar ainda que, conforme a Figura 22, a região de exploração do potencial
solar ainda é bastante vasta, possibilitando novas construções de empreendimentos
solares baseados tanto na tecnologia fotovoltaica quanto na térmica, inclusive a
utilização desta última na forma de aquecimento ou transformação elétrica.
A Tabela 4 expressa alguns valores de irradiação solar média anual (em kWh/m²),
temperatura e velocidade do vento medidas pelas estações solarimétricas instaladas
em todo o estado da Bahia.
46
Tabela 4 - Irradiação Solar na região do Sertão
Na Figura 24 pode-se ainda verificar os valores de irradiação global horizontal (kWh/m²)
para cada mês do ano. Note que na área relacionada ao sertão, os potenciais são bem
satisfatórios comparados ao restante do estado.
47
Figura 24 - Irradiação Global Horizontal por mês
(Fonte: Atlas Solar Bahia, 2018).
48
4. Modelagem do Estudo
4.1 Considerações iniciais
A análise foi previamente definida para a região do sertão da Bahia, considerando as
regiões administrativas relacionadas segundo a Superintendência de Estudos
Econômicos e Sociais da Bahia – SEI. Portanto, a divisão das regiões de acordo com o
critério da SEI e que será objeto de estudo é demonstrada a seguir:
O critério de escolha dos locais para estudo foi definido conforme o maior consumo de
energia dentre outras regiões estudadas. Para isto, foram verificados a quantidade de
unidades consumidoras e o consumo de energia de 278 municípios da região escolhida
e, para o estudo a seguir, foram considerados os 20 municípios que mais consumiram
energia elétrica na classe residencial do Sertão baiano, conforme Tabela 5:
Tabela 5 - Consumo de Energia por município do Sertão
Município Consumo de energia (kWh)
– 2016 Qtde. Unidades consumidoras
Vitória da Conquista 180.871.667 127.493
Juazeiro 124.666.205 76.479
Barreiras 104.850.855 58.108
Jequié 91.118.073 60.913
Paulo Afonso 65.360.988 40.132
Luís Eduardo Magalhães 65.005.778 33.207
Guanambi 44.928.592 30.388
Jacobina 37.719.315 34.928
Irecê 36.753.911 26.861
Senhor do Bonfim 35.348.371 30.536
Brumado 31.726.969 22.270
Bom Jesus da Lapa 31.083.879 21.511
Serrinha 30.879.431 28.233
Itaberaba 28.344.344 24.434
Conceição do Coité 23.444.319 24.248
Campo Formoso 22.697.400 24.107
Euclides da Cunha 22.506.323 21.472
Caetité 21.183.162 17.577
Casa Nova 20.586.880 20.043
Ipiaú 20.499.213 15.946
TOTAL 1.039.575.675 738.886
49
Figura 25 - Municípios com maiores índices de consumo de energia elétrica - Classe B1 Residencial (fonte: SEI, 2016)
A Figura 25 aponta a região estudada. O contorno amarelo em volta do mapa é referente
à região do Semiárido Baiano. Note que apenas os municípios de Barreiras e Luís
Eduardo Magalhães não pertencem a esta região, entretanto são incluídos na região do
sertão.
A concessionária que está outorgada pela ANEEL para distribuição de energia em todo
o estado da Bahia é a COELBA – Companhia de Eletricidade do Estado da Bahia. A
COELBA pertence ao grupo espanhol Neoenergia, hoje controlado pela holding
Iberdrola. A companhia atende 415 dos 417 municípios do estado da Bahia. A Tabela 6
exprime os dados da concessão de distribuição de energia elétrica da companhia:
50
Tabela 6 - Dados da Concessionária
A tarifa de energia da concessionária vale R$ 0,519 por kWh utilizado. A Figura 26 indica
também outras tarifas aplicadas, como a Tarifa Branca, vigente a partir de 2018. As
tarifas citadas não contêm impostos.
Figura 26 - Ranking da Tarifa Residencial – Bahia
(Fonte: ANEEL, 2018)
51
4.2 Cálculo do custo médio da energia da região
Considerando-se a Tabela 5 e a metodologia adotada [3], foram levadas em conta as
cargas médias das residências da região de estudo a partir da relação entre consumo e
número de consumidores, índice calculado por ano e por mês a partir da relação:
Consumo médio por consumidor
(kWh/ano) =
Energia consumida no ano (kWh/ano) (1)
Número de Consumidores
Desta maneira, os valores calculados estão expressos na Tabela 7. Os valores são
relacionados ao ano de 2016.
Tabela 7 - Consumo médio mensal
Consumo Anual (kWh) Total de Residências Consumo médio por
consumidor anual (kWh)
Consumo médio por
consumidor mensal (kWh)
1.039.575.675 738.886 1.406,95 117,25
Nota-se então que o consumo médio das unidades consumidoras residenciais na região
estudada gira em torno dos 117 kWh/mês.
Para o cálculo do valor do custo da energia proveniente da concessionária paga pelo
consumidor residencial classe B1 para a COELBA, deve ser considerado o preço do
kWh unitário, que está de acordo com a última revisão tarifária atual acordado entre a
COELBA e a ANEEL e está explicitada na Tabela 8:
Tabela 8 - Custos envolvidos na conta de energia da região
Custo do kWh
unitário residencial
sem impostos
Custo do kWh unitário
residencial inclusive
tributos
Custo da energia elétrica paga
pelos consumidores da Região
estudada sem tributos (A)
Custo da energia elétrica paga
pelos consumidores da Região
estudada com tributos (B)
R$ 0,519 R$ 0,772 R$ 60,72 R$ 90,32
Note que o valor médio a ser pago na fatura mensal dos clientes residenciais será de
R$ 90,32, já com as devidas tributações incluídas, como o ICMS (27%) e PIS/COFINS
(1,03% e 4,75% respectivamente). Este valor será a referência de cálculo utilizada pelo
trabalho para fins de comparações relacionadas ao custo da energia gerada por
sistemas fotovoltaicos que serão explanados nos itens seguintes. O modelo também
leva em conta que a Bandeira Tarifária na análise seria a verde, onde não há custos
adicionais na tarifa de energia, tornando a análise mais conservadora.
52
4.3 Levantamento do perfil de carga residencial do local
estudado e especificação do sistema fotovoltaico
A partir do estudo realizado do consumo médio por unidade consumidora da região, na
qual encontrou-se o valor médio de 117 kWh/mês utilizado por cada unidade
consumidora, será traçado o perfil de carga de cada consumidor como parâmetro de
entrada para o dimensionamento da demanda do sistema fotovoltaico nos subcapítulos
seguintes.
Por conseguinte, foi levantado um perfil de carga residencial de uma típica família do
sertão baiano, considerando uma residência com dois quartos, uma sala, uma cozinha,
um banheiro e uma área de serviço, situada em local com disponibilidade de energia
elétrica de baixa tensão que satisfaz a condição da classe B1 – Residencial, e apresenta
a seguinte distribuição de cargas internas:
Tabela 9 - Distribuição de cargas de um modelo de residência
Descrição Potência Horas/dia Demanda Diária (Wh) kWh/mês
6 lâmpadas LED 15 W 6 540 16,20
1 Televisão 42” LED 95 W 4 380 11,40
1 Aparelho TV a Cabo 55 W 4 220 6,60
1 Ventilador 40 W 6 240 7,20
1 Computador 80 W 4 320 9,60
1 Geladeira 75 W 24 1800 54,00
1 Liquidificador 350 W 0,17 58,33 1,75
1 Ferro de passar 1000 W 0,33 330 9,90
TOTAL 1710 W - 3888,33 116,45
Nota-se que a demanda diária da residência é de aproximadamente 3,89 kWh, valor
que será útil para um dimensionamento correto do sistema fotovoltaico.
Considerando-se que a região estudada é constituída de municípios que não
necessariamente estão próximos, entretanto pertencem ao sertão, deve ser realizado
um estudo da quantidade de energia solar que cada um deste absorve no ano devido a
sua diferença de latitude. A Figura 24 evidencia isso de forma visual, entretanto foram
levantados os índices de incidência solar diário médio mensal desses municípios,
informação que é útil para o dimensionamento dos componentes do Sistema
Fotovoltaico.
53
A Tabela 10 explicita esses índices conforme município e mês. Os dados foram
levantados através da ferramenta de Cálculo de Incidência Solar disponibilizado pelo
CRESESB – Cepel (http://www.cresesb.cepel.br).
Tabela 10 - Tabela de Irradiação Solar diária média mensal dos municípios do Sertão
O Gráfico 8 indica a variabilidade da incidência solar da região. É possível notar uma
queda no índice de incidência solar no mês de junho em todas as regiões devido o
comportamento sazonal revelado previamente na Figura 24.
Município Jan Fev Mar Abr Mai Jun Jul Ago Set Out Nov Dez Média Delta
Vitória da Conquista 5,6 5,75 5,46 5,07 4,6 4,26 4,45 4,91 5,63 5,47 5,04 5,55 5,15 1,49
Juazeiro 6,04 5,99 6,04 5,43 5,16 4,97 5,21 5,85 6,43 6,27 6,19 6 5,8 1,46
Barreiras 5,94 5,91 5,83 5,86 5,87 5,83 6,18 6,58 6,41 6,12 5,54 5,78 5,99 1,03
Jequié 5,5 5,77 5,61 4,86 4,41 4,07 4,27 4,64 5,27 5,2 5,11 5,56 5,02 1,71
Paulo Afonso 5,99 6,06 6,07 5,6 4,85 4,39 4,52 5,07 5,89 5,97 6,12 6,08 5,55 1,72
Luís Eduardo Magalhães 5,66 5,57 5,37 5,58 5,75 5,76 6,06 6,42 6,37 5,86 5,27 5,41 5,76 1,15
Guanambi 6,17 6,44 6,15 5,89 5,54 5,41 5,66 6,1 6,15 6,37 5,65 6,05 5,97 1,02
Jacobina 5,82 5,79 5,91 5,08 4,39 4,2 4,37 5 5,8 5,59 5,64 5,68 5,27 1,71
Irecê 5,98 6,02 5,99 5,52 5,23 5,16 5,39 6,03 6,43 6,32 5,91 6 5,83 1,26
Senhor do Bonfim 5,68 5,65 5,73 4,95 4,35 4,04 4,28 4,79 5,66 5,53 5,64 5,61 5,16 1,69
Brumado 5,93 6,14 5,8 5,28 4,89 4,56 4,86 5,4 5,93 5,91 5,53 5,98 5,52 1,58
Bom Jesus da Lapa 6,17 6,34 6,08 6,07 5,78 5,69 5,94 6,29 6,33 6,25 5,57 5,97 6,04 0,77
Serrinha 5,78 5,71 5,78 5 4,37 4,08 4,33 4,74 5,43 5,44 5,58 5,65 5,16 1,71
Itaberaba 5,45 5,65 5,72 4,85 4,34 4,09 4,23 4,69 5,32 5,09 5,07 5,34 4,99 1,63
Conceição do Coité 5,73 5,72 5,81 5,05 4,44 4,16 4,36 4,86 5,51 5,48 5,54 5,54 5,18 1,65
Campo Formoso 5,79 5,75 5,87 5,12 4,5 4,21 4,49 5,13 5,91 5,78 5,78 5,75 5,34 1,7
Euclides da Cunha 5,89 5,82 5,93 5,32 4,63 4,24 4,47 4,94 5,81 5,7 5,96 5,76 5,37 1,72
Caetité 5,89 6,23 5,8 5,5 5,11 4,98 5,31 5,92 6,18 6,13 5,48 5,84 5,7 1,24
Casa Nova 5,99 5,81 5,9 5,39 5,24 5,13 5,4 6,05 6,48 6,28 6,17 5,88 5,81 1,35
Ipiaú 5,45 5,7 5,56 4,83 4,31 3,97 4,19 4,59 5,11 5,05 4,97 5,46 4,93 1,73
Média Geral 5,82 5,89 5,82 5,31 4,89 4,66 4,90 5,40 5,90 5,79 5,59 5,74 5,48 1,47
Irradiação Solar diária média mensal (kWh/m².dia)Considerando ângulo de inclinação igual a latitude
54
Gráfico 8 - Irradiação Solar Diária Média Mensal
No entanto, para fins de dimensionamento será considerado o cenário de pior caso,
considerando que a residência será atendida no mês que corresponde ao menor valor
médio de incidência solar registrado no ano, que é de 4,66 kWh/m².dia no mês de
Junho.
4.3.1 Dimensionamento do Sistema Fotovoltaico
Para o dimensionamento completo do sistema fotovoltaico adequado a unidade
consumidora descrita nos itens anteriores, é necessário se designar os valores de
potência dos equipamentos utilizados de acordo com a demanda calculada. O
dimensionamento será realizado de acordo com as especificações técnicas e com os
custos associados dos equipamentos.
3,8
4,3
4,8
5,3
5,8
6,3
6,8
Jan Fev Mar Abr Mai Jun Jul Ago Set Out Nov Dez
Inci
dên
cia
sola
r (k
Wh
/m².
dia
)
Incidência Solar Diária Média Mensal (kWh/m².dia)
Vitória da Conquista
Juazeiro
Barreiras
Jequié
Paulo Afonso
Luís Eduardo Magalhães
Guanambi
Jacobina
Irecê
Senhor do Bonfim
Brumado
Bom Jesus da Lapa
Serrinha
Itaberaba
Conceição do Coité
Campo Formoso
Euclides da Cunha
Caetité
Casa Nova
Ipiaú
Média Geral
55
Dimensionamento do Inversor
A potência mínima do inversor de frequência utilizado no sistema deve ser compatível
com o consumo diário da residência e com a quantidade de Horas de Sol Pleno (HSP)
da localidade na qual a residência se encontra. O valor de potência deste inversor pode
ser utilizado tanto para um dimensionamento de uma instalação off-grid quanto para
uma instalação grid-tie.
A expressão que dimensiona a potência mínima do inversor será:
Potência mínima do Inversor (kW) = Consumo Diário (kWh)
(2) HSPmin x η
Onde η é o rendimento associado ao sistema e o HSPmin é o menor valor de Horas de
Sol Pleno da região estudada. Sabe-se que o valor da demanda diária calculada é de
3,89 kWh/dia. Supondo um valor de rendimento global do sistema elétrico de 85% (η =
0,85) e considerando-se a HSPmin = 4,66, conforme relatado anteriormente, é possível
encontrar um valor de inversor de Pinv = 0,98 kW.
Ou seja, um inversor com potência nominal mínima de 1kW atenderia a demanda do
sistema fotovoltaico a ser instalado.
A Tabela 11 explicita alguns inversores de frequência, compatíveis com o sistema,
encontrados no mercado brasileiro e seus respectivos valores em reais. A pesquisa foi
realizada através de contatos comerciais com as maiores empresas do ramo de vendas
e instalação de sistemas fotovoltaicos em todo território nacional.
Tabela 11 - Modelos e Preços de Inversores
Modelo Inversor Potência Inversor
(W) Tipo (Grid-tie ou Off-Grid) Valor (R$) Loja
Fronius Galvo 1.5-1 1500 Grid-Tie R$ 4.914,00 Neosolar
Growatt 1500-S 1500 Grid-Tie R$ 3.669,00 Minha Casa Solar
ECOSOLYS S1000 1000 Grid-Tie R$ 1.837,00 Minha Casa Solar
Xantrex Xpower1000 1000 Off-Grid R$ 1.099,00 Neosolar
Xantrex Xpower1500 1500 Off-Grid R$ 1.689,00 Neosolar
Hayonik - HAY1500W 1500 Off-Grid R$ 768,00 Minha Casa Solar
Fonte: Elaboração Própria
56
No processo de escolha do inversor deve ser levado em consideração o tipo (se é grid-
tie ou off-grid) e a aceitação da marca no mercado. Segundo estudos da Greener,
inversores Fronius é a líder em aceitação com 41% diante das outras marcas.
Entretanto, são inversores com custos mais elevados. Os inversores Growatt e
EcoSolys também aparecem na lista, entretanto com pouca preferência. Os inversores
Xantrex de tal sorte estão se popularizando no Brasil e começam a ser mais comuns
nas últimas aquisições de sistemas fotovoltaicos segundo a Neosolar.
Por razões de segurança, como o sistema está dimensionado para uma potência de
0,98 kW, a melhor prática seria adotar um equipamento que contenha um fator de
segurança para o sistema. Por isso, os inversores de 1,5 kW serão escolhidos para
atender a carga residencial.
No caso da instalação tipo Grid-tie, é preferível a escolha do Inversor Growatt 1500-S
com saída 220VAC e também devido a sua aceitação razoável no mercado, além de ter
garantia de 5 anos do fabricante.
No caso da instalação off-grid pode ser utilizado o inversor Xantrex Xpower1500, com
saída de tensão de 115 VAC, preparado para o sistema.
Dimensionamento do Arranjo Fotovoltaico
O intuito do dimensionamento do Sistema Fotovoltaico é de suprir totalmente a demanda
de energia elétrica média da residência. No caso off-grid esta etapa é de extrema
importância devido a indisponibilidade de outra fonte de energia elétrica na residência,
pois o que será gerado será consumido ou armazenado em baterias que contém uma
autonomia associada. No caso dos sistemas grid-tie, o excedente de energia será
injetado na rede de distribuição da concessionária da energia e em caso de não-
produção suficiente, o consumidor residencial recorre ao consumo da rede de
distribuição convencional.
O arranjo fotovoltaico pode ser dimensionado a partir dos dados de consumo diário já
calculados. No entanto, como o valor do inversor utilizado no sistema já foi
dimensionado corretamente conforme consumo, pode-se utilizar este valor como base
para dimensionar o arranjo fotovoltaico. É importante ressaltar que o sistema
fotovoltaico deverá ter uma geração superior ou próximo ao valor de consumo mensal
(117kWh) para obter um suprimento elétrico completo do consumidor, principalmente
em operação isolada.
57
A expressão que relaciona a quantidade de energia gerada W, em kWh é dada pela
equação 3:
Energia Gerada (kWh) = Radiação Incidente (kWh/m²) x Eficiência x Área (m²) (3)
Onde a Radiação Incidente é a quantidade de energia solar disponível pela região
estudada verificada nos itens anteriores, a Eficiência é a do Painel Solar e a Área é
aquela em que as células fotovoltaicas estão distribuídas.
A quantidade de painéis dependerá da potência que foi estipulada para o inversor para
que o dimensionamento fique coerente. Na Tabela 12 encontram-se modelos de painéis
fotovoltaicos, suas especificações técnicas básicas e os valores em reais. Da mesma
forma que com os inversores, a pesquisa foi realizada dentro do território nacional com
representantes do setor.
Tabela 12 - Modelos e Preços de Módulos Fotovoltaicos
Modelo Painel Potência
Painel (W) Qtde.Placas
Solares Valor Unitário
(R$) Valor Total
(R$) Loja R$/Wp Área (m²)
Eficiência (%)
Sinosola 275-60P
275
3,6 R$
549,00 R$
2.196,00 Neosolar R$ 2,00
1,637
16,9
Risen RSM36-6-275P
275
3,6 R$
579,00 R$
2.316,00 Minha
Casa Solar R$ 2,11 1,637 16,8
Canadian CSI CS6K-275P
275
3,6 R$
599,00 R$ 2.396,00
Minha Casa Solar
R$ 2,18 1,637 16,8
Canadian CSI CS6U-330P
330
3,0 R$
699,00 R$
2.097,00 Neosolar R$ 2,12 1,944 16,9
Sinosola SA330-72P
330
3,0 R$
639,00 R$
1.917,00 Neosolar R$ 1,94 1,940 17,0
Fonte: Elaboração Própria
A quantidade de placas solares referente a terceira coluna da tabela foi calculada da
seguinte forma:
Número de Painéis (N) = Potência da Instalação (kW)
(4) Potência do Painel (kW)
Com Pinv = 1 kW, calculado anteriormente.
Neste caso, teriam duas opções possíveis para atender a demanda estipulada:
I) Utilização de 3 painéis solares de 330 W cada ou;
II) Utilização de 4 painéis solares de 275 W cada.
O Gráfico 9 expressa a energia gerada por ano em cada caso verificado calculada a
partir da expressão 4 e da Tabela 10.
58
Gráfico 9 - Comparação entre sistemas de módulos fotovoltaicos
É notável que a geração utilizando 4 placas de 275 W é levemente maior que usando 3
placas de 330 W. Entretanto, a ideia é que o dimensionamento esteja o mais próximo
possível da demanda já calculada, uma vez que deve ser pensado no envolvimento de
maiores custos na implantação do sistema.
De acordo com a consulta realizada, o módulo Sinosola 275-60P tem menor custo por
potência pico (R$/Wp) do que as outras opções na categoria de 275 W. O módulo do
mesmo fabricante na categoria de 330 W também se destaca em relação ao Canadian
CSI CS6U-330P, com razão R$/Wp de 1,94.
Apesar da diferença de preços entre as duas opções ser de R$ 99,00, a preferência é
optar pelo sistema mais consistente no ponto de vista da demanda e também pela
credibilidade dos módulos fotovoltaicos da fabricante Canadian, na qual tem cerca de
62% de preferência de compra entre os consumidores (GREENER, 2018). Além disso,
a geração excedente num sistema off-grid se configuraria em desperdício de energia
para o consumidor, diferente do sistema grid-tie que retornaria como crédito na conta
de luz.
Os painéis fotovoltaicos têm 10 anos de garantia contra defeito de fabricação e 25 anos
contra perda de produção.
0
50
100
150
200
250
Jan Fev Mar Abr Mai Jun Jul Ago Set Out Nov Dez
Ener
gia
Ger
ada
(kW
h)
Comparação - Dimensionamento dos sistemas
Geração Anual - 4 x 275 W Geração Anual - 3 x 330 W
59
4.4 Simulação do custo de implantação de um Sistema
Fotovoltaico
Considerando-se os dados levantados dos inversores e módulos solares, além dos
custos associados de cada equipamento, foi possível montar um kit fotovoltaico nas
lojas pesquisadas com os itens acima escolhidos e totalizado o custo do sistema
fotovoltaico, conforme Tabela 13:
Tabela 13 - Kits Fotovoltaicos
Kit Modelo
Inversor/Controlador de Carga
Modelo Placa Modelo Bateria Cabos Valor Kit Loja R$/Wp
A
Controlador de Carga: 40A 12V/24V MPPT
SUN21 - MAX-M4024 Inversor: Xantrex
Xpower1500
Canadian CSI CS6U-330P 3 x 330 W
Moura Clean - 12MF105 2 x 105 Ah
SIM R$ 5.721,30 Minha Casa Solar R$ 5,20
B Growatt 1500S
1500 VA
Canadian CSI CS6U-330P 3 x 330 W
N/A SIM R$ 6.551,91 Neosolar R$ 5,96
Onde o kit A é relacionado ao sistema off-grid e o kit B é relacionado ao sistema grid-
tie.
Dentre os outros custos associados, podem ser citados o custo de instalação do sistema
e custo de operação e manutenção anual. O custo associado à instalação do sistema
fotovoltaico depende de vários fatores, como: o tipo de instalação (em solo ou telhado),
potência e quantidade das placas, estrutura do telhado, distância do ponto de conexão
ao local de instalação, etc. O custo de manutenção anual é praticamente irrisório: cerca
de 1% do valor do investimento (EPE, 2012). Eis uma grande vantagem no investimento
na geração solar: o baixo custo de manutenção do sistema. Esses custos podem ser
resumidos na Tabela 14:
Tabela 14 - Custos de investimento do sistema
Kit Valor Kit Custo de Instalação
Custo de Manutenção Anual
Custo Total do Investimento
R$/Wp
A
R$ 5.721,30 R$ 1200,00 R$ 65,00 R$ 6.986,30 R$ 6,35
B R$ 6.551,91 R$ 1200,00 R$ 70,00 R$ 7.821,91 R$ 7,11
60
Além dos custos referentes ao equipamento, existe alguns índices que entrarão no
cálculo final dos custos do sistema fotovoltaico, tais como:
I) Taxa de desconto: é a taxa relacionada ao desconto anual do investimento
inicial, descontado da inflação média do ano;
II) Coeficiente de decaimento de potência: é o valor relacionado a degradação
das placas solares estipulada pelo fabricante.
A taxa de desconto utilizada nessa simulação será de 5% ao ano. O coeficiente de
decaimento é variável com o fabricante. Conforme a Canadian Solar, seus módulos
fotovoltaicos fabricados possuem decaimento de cerca de 0,7%/ano de eficiência
(Canadian Solar, 2018). Desta forma, o fabricante garante que em 25 anos a potência
dos módulos fotovoltaicos cairá para 80% da potência nominal inicial.
A Tabela 15 expressa a Geração Mensal Média por conjunto de módulos fotovoltaicos
dimensionados neste trabalho. Note que a última linha trata do ganho energético
relacionado ao módulo da diferença entre consumo médio mensal da região estudada
(117 kWh) e a geração fotovoltaica dimensionada. O excedente de energia na
configuração grid-tie entra como crédito na conta de luz e tem validade de 60 meses
para o consumidor. Entretanto, o consumidor continua a pagar a tarifa de disponibilidade
do sistema de distribuição que, para o perfil monofásico, equivale a tarifa de consumo
de 30kWh. É possível notar também que a menor geração equivale aos 117,4 kWh no
mês de junho no município de Ipiaú e maior geração se concentra no município de
Barreiras, com 194,6 kWh no mês de agosto. Verifica-se então o dimensionamento
robusto do sistema fotovoltaico de acordo com a premissa inicial na qual foi imposta que
seria utilizado o menor índice de incidência solar com a garantia de geração solar para
todas as regiões estudadas.
61
Tabela 15 - Geração Mensal Média do Sistema Fotovoltaico dimensionado
x
Geração Mensal Média do Sistema Fotovoltaico (kWh) Considerando Módulo Solar Canadian CSI CS6U-330P
(Eprod = Radiação Incidente x Eficiência Placa x Área x 30)
Município Jan Fev Mar Abr Mai Jun Jul Ago Set Out Nov Dez Média Geração
Anual
Vitória da Conquista 165,6 170,0 161,4 149,9 136,0 126,0 131,6 145,2 166,5 161,7 149,0 164,1 152,3 1.827,0
Juazeiro 178,6 177,1 178,6 160,6 152,6 147,0 154,1 173,0 190,1 185,4 183,0 177,4 171,5 2.057,4
Barreiras 175,6 174,7 172,4 173,3 173,6 172,4 182,7 194,6 189,5 181,0 163,8 170,9 177,1 2.124,5
Jequié 162,6 170,6 165,9 143,7 130,4 120,3 126,3 137,2 155,8 153,8 151,1 164,4 148,4 1.782,1
Paulo Afonso 177,1 179,2 179,5 165,6 143,4 129,8 133,6 149,9 174,2 176,5 181,0 179,8 164,1 1.969,5
Luís Eduardo Magalhães 167,4 164,7 158,8 165,0 170,0 170,3 179,2 189,8 188,3 173,3 155,8 160,0 170,3 2.042,6
Guanambi 182,4 190,4 181,8 174,2 163,8 160,0 167,4 180,4 181,8 188,3 167,1 178,9 176,5 2.116,5
Jacobina 172,1 171,2 174,7 150,2 129,8 124,2 129,2 147,8 171,5 165,3 166,8 167,9 155,8 1.870,8
Irecê 176,8 178,0 177,1 163,2 154,6 152,6 159,4 178,3 190,1 186,9 174,7 177,4 172,4 2.069,2
Senhor do Bonfim 167,9 167,1 169,4 146,4 128,6 119,5 126,6 141,6 167,4 163,5 166,8 165,9 152,6 1.830,6
Brumado 175,3 181,5 171,5 156,1 144,6 134,8 143,7 159,7 175,3 174,7 163,5 176,8 163,2 1.957,7
Bom Jesus da Lapa 182,4 187,5 179,8 179,5 170,9 168,2 175,6 186,0 187,2 184,8 164,7 176,5 178,6 2.143,1
Serrinha 170,9 168,8 170,9 147,8 129,2 120,6 128,0 140,2 160,6 160,9 165,0 167,1 152,6 1.830,0
Itaberaba 161,1 167,1 169,1 143,4 128,3 120,9 125,1 138,7 157,3 150,5 149,9 157,9 147,5 1.769,4
Conceição do Coité 169,4 169,1 171,8 149,3 131,3 123,0 128,9 143,7 162,9 162,0 163,8 163,8 153,2 1.839,1
Campo Formoso 171,2 170,0 173,6 151,4 133,1 124,5 132,8 151,7 174,7 170,9 170,9 170,0 157,9 1.894,7
Euclides da Cunha 174,2 172,1 175,3 157,3 136,9 125,4 132,2 146,1 171,8 168,5 176,2 170,3 158,8 1.906,3
Caetité 174,2 184,2 171,5 162,6 151,1 147,2 157,0 175,0 182,7 181,3 162,0 172,7 168,5 2.021,6
Casa Nova 177,1 171,8 174,5 159,4 154,9 151,7 159,7 178,9 191,6 185,7 182,4 173,9 171,8 2.061,5
Ipiaú 161,1 168,5 164,4 142,8 127,4 117,4 123,9 135,7 151,1 149,3 147,0 161,4 145,8 1.750,1
Média Geral 172,16 174,19 172,10 157,08 144,53 137,79 144,84 159,67 174,53 171,21 165,23 169,85 161,95 1.943,2 Balanço de Geração ( Energia Gerada - Energia Consumida
(117kWh) ) 55,16 57,19
55,10 40,08 27,53
20,79
27,84 42,67
57,53
54,21
48,23
52,85 44,95 539,18
62
Note que a geração anual aproximada será de 1943 kWh/ano em média. Para se avaliar
o custo unitário da energia fotovoltaica gerada, pode-se utilizar o cálculo do Custo
Nivelado de Energia (LCOE) dada pela expressão a seguir, conforme utilizada em [16]:
Custo Unitário (CustoUnit) = ∑i=0
N [(Ini + O&Mi) x (1 + tx)-i] (5)
∑i=0N [Eprod x (1-ηi) x (1+tx)-i]
Onde :
Ini Investimento em R$ no ano i
O&Mi Custo de Operação e Manutenção no ano i
tx Taxa de desconto anual
Eprod Energia Produzida por ano (kWh)
N Ano
η Coeficiente de degradação do módulo solar
O Custo Nivelado de Energia (Levelized Cost of Electricity) é uma grandeza utilizada
para cálculo do valor cobrado pela eletricidade produzida a partir de uma planta de
energia, considerando os investimentos relacionados à construção e operação até o
ciclo de vida da usina. O LCOE pode ser representado como a receita média necessária
por unidade de energia para que o investidor recupere todos os investimentos iniciais
aplicados, incluindo gastos com manutenção e operação ao longo do projeto.
A metodologia é uma das mais aplicadas no mundo para cálculo de retorno do
investimento e indicador de atratividade de instalação de usinas de energia. A grandeza
consegue inclusive incluir o fator de degradação de uma usina e relacionar com as
perdas por depreciação econômica, tornando um indicador confiável e robusto para a
análise neste trabalho.
63
4.5 Análises e Resultados
Considerando-se os intervalos de tempo de 10, 15, 20 e 25 anos de utilização do sistema
e vida útil dos módulos fotovoltaicos, é possível calcular, a partir da Equação 5, o custo
unitário da energia gerada pelo sistema fotovoltaico. As análises realizadas neste
capítulo serão conduzidas com as seguintes premissas:
A taxa de Desconto será de 5 % ao ano;
O coeficiente de degradação dos módulos solares é de 0,7%/ano;
No caso Off-grid, é considerado o custo da substituição das baterias a cada 5
anos;
No caso On-grid, é considerado o custo da substituição do inversor no 15º ano;
Não foram considerados reajustes tarifários na tarifa convencional;
O percentual de consumo direto de energia solar é de 60%
Análise 1: Custo final unitário da energia fotovoltaica gerada nos sistemas off-grid
e on-grid.
A partir da equação 5 foram calculados os custos unitários da geração fotovoltaica nas
duas opções de sistemas. Os resultados são indicados nas tabelas a seguir:
Tabela 16 - Custo unitário do kWh gerado pelo Sistema Fotovoltaico
Tempo de Uso Custo Energia Fotovoltaica On-
Grid (R$/kWh) Custo Energia Fotovoltaica Off-
Grid (R$/kWh)
10 anos R$ 0,519 R$ 0,585
15 anos R$ 0,496 R$ 0,497
20 anos R$ 0,431 R$ 0,453
25 anos R$ 0,394 R$ 0,429
O Gráfico 10 indica a diferença entre os custos unitários por sistema.
64
Gráfico 10 - Custo da Energia Fotovoltaica por Sistema
Nota-se que a opção por instalação de um sistema off-grid a partir das considerações e
dimensionamentos realizados neste trabalho torna-se menos atrativa que um sistema
on-grid, no ponto de vista do custo unitário final. No entanto, é notável a queda do custo
final do kWh conforme o passar do tempo até o valor da vida útil do sistema para os dois
casos.
Análise 2: Relacionando a razão entre Custo da Energia Fotovoltaica e Custo da
Energia da Concessionária utilizando a Tarifação Convencional
Considerando-se agora a razão Custo unitário da energia fotovoltaica pelo Custo da
energia na tarifação convencional utilizando os mesmos intervalos de tempo da análise
anterior, é possível analisar a atratividade da energia solar fotovoltaica diante da
tarifação convencional estipulada pela distribuidora de energia. Para um sistema on-
grid, é possível expressar conforme tabela a seguir a tendência de atratividade do
sistema:
Tabela 17 - Razão Custo Energia Fotovoltaica x Custo Energia Convencional por tempo de uso
Anos Razão Custo Energia
Fotovoltaica x Custo Energia Sem impostos
Razão Custo Energia Fotovoltaica x Preço Final
Energia Convencional
10 anos 1,00 0,67
15 anos 0,95 0,64
20 anos 0,83 0,56
25 anos 0,76 0,51
R$ -
R$ 0,100
R$ 0,200
R$ 0,300
R$ 0,400
R$ 0,500
R$ 0,600
R$ 0,700
10 anos 15 anos 20 anos 25 anos
R$
/kW
h
Custo da Energia Fotovoltaica por Sistema
On Grid Off-grid
65
O Gráfico 11 apresenta a comparação entre os indicadores relacionados na tabela
anterior.
Gráfico 11 - Razão Custo Energia Fotovoltaica x Custo Energia Convencional
Sob a ótica do custo unitário da energia sem impostos, inicialmente o sistema
fotovoltaico conectado a rede não teria atratividade. Entretanto, vale salientar que a
análise não contempla os reajustes tarifários anuais e nenhum outro de qualquer tipo de
incremento que impacte no custo da energia da distribuidora, tornando uma premissa
mais conservadora.
Já a comparação relacionada ao preço final com impostos, fica clara uma certa
atratividade na adesão ao sistema fotovoltaico, com a razão custo diminuindo a cada
ciclo.
Análise 3: Relacionando a razão entre Custo da Energia Fotovoltaica e Custo da
Energia da Concessionária utilizando a Tarifa Posto Fora de Ponta na Modalidade
Tarifa Branca
Utilizando como referência a Tabela 18, é possível calcular a razão do custo da geração
fotovoltaica com o posto Fora de Ponta, considerando-se a eventual adesão do
consumidor à Tarifa Branca. Os resultados são explicitados a seguir:
-
0,20
0,40
0,60
0,80
1,00
1,20
10 anos 15 anos 20 anos 25 anos
Razão Custo Energia Fotovoltaica x Tarifação Convencional
Razão Custo Energia Fotovoltaica x Custo Energia Sem impostos
Razão Custo Energia Fotovoltaica x Preço Final Energia Convencional
66
Tabela 18 - Razão Custo Energia Fotovoltaica x Custo Energia Tarifa Branca
Tempo de Uso Razão Custo Energia
Fotovoltaica x Custo Energia Sem impostos
Razão Custo Energia Fotovoltaica x Preço Final
Energia Fora Ponta
10 anos 1,24 0,83
15 anos 1,18 0,80
20 anos 1,03 0,69
25 anos 0,94 0,63
Gráfico 12 - Razão Custo Energia Fotovoltaica x Custo Tarifa Branca
É notável o aumento do indicador relacionado ao custo da energia solar fotovoltaica
diante da tarifa do posto fora de ponta na modalidade da Tarifa Branca. A tarifa no posto
Fora de Ponta é cerca de 19% menor que a tarifa convencional, diminuindo a
atratividade na adoção do sistema fotovoltaico para a localidade. O Gráfico 13 compara
a razão entre o custo da energia fotovoltaica gerada com os preços finais da energia (já
com impostos) tanto na tarifação convencional quanto na Tarifa Branca:
-
0,20
0,40
0,60
0,80
1,00
1,20
1,40
10 anos 15 anos 20 anos 25 anos
Razão Custo Energia Fotovoltaica x Tarifa Branca - Fora Ponta
Razão Custo Energia Fotovoltaica x Custo Energia Sem impostos
Razão Custo Energia Fotovoltaica x Preço Final Energia Fora Ponta
67
Gráfico 13 - Comparação -- Custo Energia Fotovoltaica x Custo Energia Tarifa Branca
Do ponto de vista da utilização, o posto tarifário Fora de Ponta é definido na maioria do
tempo onde a geração solar é mais evidente. Conforme a Resolução 482/2012 da
ANEEL, no Sistema de Compensação de Energia, os créditos de energia gerados num
posto tarifário, se houver, deve ser utilizado apenas neste posto. Neste caso, o usuário
não poderia utilizar os créditos de forma integral nos postos Intermediário e Ponta, salvo
por um fator de ajuste definido pela ANEEL, fazendo com que a energia creditada fosse
apenas para o sistema, sem possibilidade de retorno integral, o que tornaria a utilização
do sistema mais caro na opção pela Tarifa Branca, constatando uma baixa atratividade
da instalação neste cenário.
Ainda é importante salientar que a definição dos horários de ponta e intermediário é
relativa a concessionária de energia de acordo com a demanda verificada do dia. Uma
possível mudança do posto de ponta poderia acarretar numa viabilidade maior da
adoção da Tarifa Branca em relação a utilização do sistema fotovoltaico. Entretanto, a
região estudada tem uma demanda máxima de energia coincidente com a curva de
demanda do país, não havendo necessidade de deslocamento do posto tarifário. Além
disso, a inserção em massa dos sistemas fotovoltaicos na rede pode deslocar o
equilíbrio econômico-financeiro das distribuidoras, uma vez que existe uma perda de
faturamento da parcela relacionada aos lucros das distribuidoras.
-
0,10
0,20
0,30
0,40
0,50
0,60
0,70
0,80
0,90
10 anos 15 anos 20 anos 25 anos
Energia Fotovoltaica x Tarifa Convencional e Tarifa Branca
Razão Custo Energia Fotovoltaica x Preço Final Energia Convencional
Razão Custo Energia Fotovoltaica x Preço Final Energia Fora Ponta
68
Análise 4: Verificação do retorno anual do investimento a partir de um perfil de
consumo de um consumidor classe B1 com média anual de 117 kWh.
A Tabela 19 evidencia o comportamento de um consumidor residencial padrão com
média de consumo anual de 117 kWh, pertencente a região estudada e o saving
financeiro relacionado ao investimento no sistema fotovoltaico utilizando a tarifação
convencional.
Tabela 19 - Consumo Residencial e Custo da conta de energia
É possível notar que cerca de 60% da energia gerada é aproveitada de forma direta e o
restante é injetada na rede e utilizada como créditos de energia. O valor final da fatura
de energia elétrica é exprimido nos dois casos: no que não há sistema fotovoltaico
instalado e no que há o sistema. Note que sempre vai haver um valor final a ser pago
na fatura no caso em que há o sistema fotovoltaico instalado. Este custo é chamado de
Custo de Disponibilidade e, para o caso citado, equivale ao valor de consumo de 30kWh
por pertencer ao padrão monofásico (ANEEL, 2012).
O retorno financeiro também é avaliado de forma anual como a diferença entre o valor
final da fatura sem sistema fotovoltaico e o valor final com sistema fotovoltaico. No caso
simulado, o retorno anual seria de aproximadamente R$ 780 reais já contabilizados no
primeiro ano de uso do sistema como ganho real.
MêsConsumo
(kWh)
Tarifa Base Alíquota
Imposto
Federal
Alícota
Imposto
Estadual
Energia
Gerada (kWh)
Energia
Injetada na
Rede (kWh)
Consumo
bruto (kWh)
Consumo
Bruto
corrigido
(kWh)
Valor da Fatura
original sem
sistema FV
Valor da Fatura
original com
sistema FV
Jan 125 0,519R$ 5,78% 27,0% 172,16 68,86 21,70 30,00 96,51R$ 23,16R$
Fev 113 0,519R$ 5,78% 27,0% 174,19 69,67 8,49 30,00 87,25R$ 23,16R$
Mar 103 0,519R$ 5,78% 27,0% 172,10 68,84 0,26- 30,00 79,53R$ 23,16R$
Abr 119 0,519R$ 5,78% 27,0% 157,08 62,83 24,75 30,00 91,88R$ 23,16R$
Mai 112 0,519R$ 5,78% 27,0% 144,53 57,81 25,28 30,00 86,47R$ 23,16R$
Jun 124 0,519R$ 5,78% 27,0% 137,79 55,12 41,33 68,88 95,74R$ 53,19R$
Jul 108 0,519R$ 5,78% 27,0% 144,84 57,94 21,10 30,00 83,39R$ 23,16R$
Ago 118 0,519R$ 5,78% 27,0% 159,67 63,87 22,20 30,00 91,11R$ 23,16R$
Set 134 0,519R$ 5,78% 27,0% 174,53 69,81 29,28 30,00 103,46R$ 23,16R$
Out 120 0,519R$ 5,78% 27,0% 171,21 68,49 17,27 30,00 92,65R$ 23,16R$
Nov 128 0,519R$ 5,78% 27,0% 165,23 66,09 28,86 30,00 98,83R$ 23,16R$
Dez 105 0,519R$ 5,78% 27,0% 169,85 67,94 3,09 30,00 81,07R$ 23,16R$
TOTAL 1409 - - - 1.943,18 777,27 - - 1087,87712 307,98R$
RETORNO 779,90
69
5. Conclusões e Sugestões de Trabalhos Futuros
Foi possível observar, dentre as análises desencadeadas neste trabalho, uma leve
atratividade no investimento na energia solar fotovoltaica na região do sertão baiano,
embora o investimento inicial seja considerado de alto custo para a população regional.
A aplicação da variação da modicidade tarifária nos sistemas interligados à rede
possibilitou uma análise do ponto de vista de uso do sistema, na qual a utilização da
tarifa convencional tem leve vantagem sobre o uso da tarifa branca nos horários fora de
ponta, considerando a adoção do sistema fotovoltaico.
Sobre a instalação do sistema fotovoltaico isolado em microrrede, verificou-se uma
atratividade bem próxima ao sistema conectado à rede, entretanto com custo de
manutenção mais elevado devido a vida útil das baterias estacionárias utilizadas para
armazenar a energia do dia, sendo própria para utilizar em momentos onde não há luz
solar. Observa-se também que os componentes ainda são relativamente de alto custo
para implantação.
De qualquer forma, o estudo ainda revelou que é possível reduzir os custos da
instalação do sistema, seja no investimento inicial e consequentemente impactando no
custo final. Se forem consideradas as revisões tarifárias das distribuidoras no período
de análise, o poder de negociação de compra dos equipamentos pelos
comercializadores, a diminuição do custo de mercado ao longo do tempo dos
componentes do sistema fotovoltaico e a inserção de incentivos do governo para a
utilização da energia solar – como redução ou isenção de impostos, é possível garantir
uma razão custo de energia fotovoltaica por custo da energia elétrica ainda menor,
possibilitando um retorno financeiro mais rápido e a popularização da energia
fotovoltaica na região de forma mais ampla, levando desenvolvimento as localidades
circunvizinhas e ainda integrando ainda mais o sistema interligado nacional com as
fontes alternativas.
Como sugestões para trabalhos futuros, o estudo pode ser ampliado considerando os
reajustes tarifários de energia convencional no cálculo do custo unitário de energia,
assim como comparar os custos envolvidos em uma modicidade tarifária binômia,
analisando o impacto econômico-financeiro do uso da energia fotovoltaica no Sertão da
Bahia do ponto de vista da distribuidora de energia.
70
6. Referências
[1] SILVA, M G; GUIMARAES, L. Uso do Índice de Desenvolvimento Humano como
Instrumento de Projeção de Demanda de Energia Elétrica. Economia e Energia. Rio
de Janeiro, v.1, nº 86 p. 03-16. 2012.
[2] RAUSCHMAYER,H; GALDINO, M A; Os Impactos Da Regulamentação Aneel/482
e da Legislação Tributária no retorno financeiro de Sistemas Fotovoltaicos Conectados
à Rede. In: V Congresso Brasileiro de Energia Solar. 2014, Recife. p. 10.
[3] DA SILVA, G. L; OLIVEIRA, M. S.; SILVA, R. M; SILVA, N. L. Análise de Viabilidade
Econômica entre o uso de energia em Grid e a solar no Sertão Paraibano. In: Revista
Energia na Agricultura. Paraíba, v.1. 2016.
[4] KONZEN, G; ANDRADE, G. N.O Efeito de uma tarifa binômia no Retorno Financeiro
da Microgeração Fotovoltaica. In: VI Congresso Brasileiro de Energia Solar. 2016,
Belo Horizonte. p.7.
[5] INSTITUTO DE PESQUISA ECONÔMICA E APLICADA. Energia Fotovoltaica ligada
à Rede Elétrica: Atratividade para o consumidor final e possíveis impactos no Sistema
Elétrico. Brasília. v.1, nº 1812. p.46. 2013.
[6] EMPRESA DE PESQUISA ENERGÉTICA. Balanço Energético Nacional 2018 Ano
base 2017. Disponível em <http://www.epe.gov.br/pt/publicacoes-dados-
abertos/publicacoes/balanco-energetico-nacional-2018> Acesso em 29 out 2018
[7] SECRETARIA DE CIÊNCIA, TECNOLOGIA E INOVAÇÃO DA BAHIA. Atlas
Solarimérico da Bahia. 2018. Disponível em <
http://200.187.9.65/docs/download/mapas/atlas-solar-Bahia-2018.pdf> Acesso em 04
Nov 2018
[8] COMPANHIA DE ELETRICIDADE DO ESTADO DA BAHIA. Tabela de Tarifas e
Preços Finais de Energia Elétrica – Grupo B. 2018. Disponível em: <
http://servicos.coelba.com.br/Documents/TARIFAS/2018/09.Novos%20Pre%C3%A7os
%20Finais_Grupo%20B_Setembro%202018_Res%20Homologat%C3%B3ria%202.38
2.pdf> Acesso em 15 dez 2018
[9] SUPERINTENDÊNCIA DE ESTUDOS ECONÔMICOS E SOCIAIS DA BAHIA.
Sistemas de Informações Municipais. Disponível em: <
http://sim.sei.ba.gov.br/sim/index.wsp> Acesso em 15 out 2018
[10] MINISTÉRIO DE MINAS E ENERGIA. Manual de Tarifação de Energia Elétrica.
Disponível em <
71
http://www.mme.gov.br/documents/10584/1985241/Manual%20de%20Tarif%20En%20
El%20-%20Procel_EPP%20-%20Agosto-2011.pdf> Acesso em 12 Jan 2019
[11] GREENER. Estudo Estratégico – Mercado Fotovoltaico de Geração Distribuída.
2018. Disponível em; < http://greener.greener.com.br/estudo-estrategico-mercado-
fotovoltaico-brasileiro-gd-2018-1> Acesso em 12 Jan 2019.
[12] ANEEL. Resolução Normativa nº 482/2012. Disponível em: <
http://www2.aneel.gov.br/cedoc/bren2012482.pdf > Acesso em 05 Nov 2018.
[13] ANEEL. Resolução Normativa nº 687/2015. Disponível em: <
http://www2.aneel.gov.br/cedoc/ren2015687.pdf> Acesso em 08 Nov 2018.
[14] IRENA. Global Solar Atlas. 2018. Disponível em: < https://globalsolaratlas.info>
Acesso em 30 Set 2018.
[15] CANADIAN SOLAR. Datasheet Maxpower CS6U- 330. Acesso em 6 Fev 2019.
[16] NAVARRO, TARIK, L, F, P; FERNANDES, E. A. Uso residencial de Energia Solar
para as Capitais Brasileiras: As vantagens da Região Nordeste. Revista Economia
Nordeste. Fortaleza. v.46. nº. 1. p 151-168, 2015.
