ELTON FAGUNDES BERTOI ANÁLISE DOS … · 2013-10-03 · Monografia apresentada ao Programa de Pós-Graduação em Engenharia ... Conexão do sistema fotovoltaico à rede de energia

ELTON FAGUNDES BERTOI

ANÁLISE DOS INCENTIVOS À MICROGERAÇÃO DISTRIBUÍDA SOB A

PERSPECTIVA DA VIABILIDADE ECONÔMICA DOS SISTEMAS

FOTOVOLTAICOS CONECTADOS À REDE

Monografia apresentada ao Programa

de Pós-Graduação em Engenharia

Mecânica da Escola de Engenharia da

Universidade Federal do Rio Grande

do Sul, como parte dos requisitos para

obtenção do diploma de Especialista

em Gestão de Energia

Orientadores: Profa. Dr

a. Gladis Bordin

Porto Alegre

2012

Universidade Federal do Rio Grande do Sul

Escola de Engenharia

Programa de Pós-Graduação de Engenharia Mecânica

Curso de Especialização em Gestão de Energia

ANÁLISE DOS INCENTIVOS À MICROGERAÇÃO DISTRIBUÍDA SOB A

PERSPECTIVA DA VIABILIDADE ECONÔMICA DOS SISTEMAS FOTOVOLTAICOS

CONECTADOS À REDE

ELTON FAGUNDES BERTOI

ESTA MONOGRAFIA FOI JULGADA ADEQUADA COMO PARTE DOS

REQUISITOS PARA A OBTENÇÃO DO DIPLOMA DE

ESPECIALISTA EM GESTÃO DE ENERGIA

APROVADA EM SUA FORMA FINAL PELA BANCA EXAMINADORA DO

PROGRAMA DE PÓS-GRADUAÇÃO EM ENGENHARIA MECÂNICA

Prof. Paulo Smith Schneider

Coordenador

BANCA EXAMINADORA:

Prof. Dra. Adriane Prisco Petry

UFRGS / PROMEC

Prof. Dr. Paulo Smith Schneider

UFRGS / PROMEC

Porto Alegre

2012

Faça as coisas o mais simples que você puder,

porém não se restrinja às mais simples

Albert Einstein

ELTON FAGUNDES BERTOI. Análise dos incentivos à microgeração distribuída sob a

perspectiva da viabilidade econômica dos sistemas fotovoltaicos conectados à rede. 2012.

68 fl. Monografia (Trabalho de Conclusão do Curso de Especialização em Gestão de Energia)

– Pós-Graduação em Engenharia Mecânica, Universidade Federal do Rio Grande do Sul,

Porto Alegre.

RESUMO

Muitos governos têm diferentes opções para promover o uso das fontes de energia

renováveis. Muitas vezes, uma mistura de instrumentos de incentivos é a chave para seu

sucesso. As políticas de incentivos podem ser categorizadas em três grupos distintos: as

políticas de regulamentação, os incentivos fiscais e de financiamento do capital. O foco do

presente trabalho é o estudo destes instrumentos aplicados à microgeração distribuída, através

de fontes renováveis de energia, pelo viés dos sistemas fotovoltaicos conectados à rede

(SFCR) de distribuição de energia elétrica. A análise dos incentivos à microgeração

distribuída é fundamentada através de um Estudo de Caso de implantação de um SFCR,

integrado ao telhado de uma residência, cujo perfil de consumo é modelado de acordo com a

curva característica de consumo da classe residencial no Brasil. São propostos cenários que

permitam a aplicação de incentivos sob a perspectiva da aquisição dos componentes, do

financiamento e subsídio de capital, de pagamento pela geração de energia elétrica, pelos

incentivos fiscais e pelo sistema de compensação de energia – conhecido como netmering-

recentemente adotado no Brasil. Recursos computacionais são empregados a fim de gerar

dados para análise dos aspectos econômicos e financeiros do SFRC e da viabilidade do

projeto pelos métodos do VPL (Valor Presente Líquido), PAYBACK e por uma métrica

denominada por LCOE (Levelized Cost of Electricity). É realizada uma estimativa do

montante de recursos financeiros necessários para tornar exequíveis os cenários incentivados.

Os resultados do estudo indicam que, no Brasil, a microgeração distribuída, através de SFCR,

não é viável economicamente sem o auxílio de políticas de incentivo. Entretanto, o sistema de

compensação de energia (netmetring) e a implantação de linha de crédito, para financiamento

do custo inicial investido num SFCR, revelam-se políticas suficientes para contornar esta

tendência.

PALAVRAS-CHAVE: Microgeração distribuída, SFCR, Sistemas Fotovoltaicos Conectados

à Rede, Incentivos às fontes renováveis de energia, viabilidade econômica de SFCR.

ELTON FAGUNDES BERTOI. Analysis of distributed micro-generation incentives from

an economic feasibility perspective of Grid-Connected Photovoltaic Systems. 2012. 68 p.

Specialization monograph. (Pós-Graduação em Engenharia Mecânica), Universidade Federal

do Rio Grande do Sul, Porto Alegre, 2012.

ABSTRACT

Governments have a number of different options that they can use to promote

renewable energy sources. Often, a mix of incentive instruments is the key to their success. It

can be categorized into three distinctive groups: regulatory policies, fiscal incentives and

public financing. The present work is focused on studying of incentive instruments applied to

distributed micro-generation, which use renewable energy sources, from Grid-Connected

Photovoltaic Systems (GCPV). The analysis of incentives for distributed micro-generation is

based through a case study of building-integrated rooftop GCPV installation, whose

consumption profile is modeled according to the characteristic curve of consumption in the

Brazilian residential sector. A few scenarios are proposed allowing the use of incentives to

components purchases, financing and capital allowance, electric power generation payments

through tax incentives and the energy compensation system - known as netmering recently-

adopted in Brazil. Computational resources are used to generate data for analysis of economic

and financial aspects of the SFRC and the feasibility of the project by the methods of the NPV

(Net Present Value), PAYBACK and a metric called by LCOE (Levelized Cost of

Electricity). It is proposed an estimate of the amount of financial resources necessary to make

feasible incentived scenarios. The study results indicate that, in Brazil, distributed

microgeneration through SFCR, is not economically viable without a contribuition of

incentive policies. However, the energy compensation system (netmetering) and the

implementation of a credit line to financing the initial cost invested in SFCR reveal

themselves sufficient policy to overcome this trend

KEYWORDS: Distributed micro-generation, GCPV - Grid-Connected Photovoltaic Systems,

renewable energy sources incentives, Economic feasibility of GCPV.

LISTA DE ILUSTRAÇÕES

Figura 1 - Mapa dos países com a tarifa FIT em 2008) ........................................................... 16

Figura 2 - Evolução da potência total instalada de SFCR no japão ......................................... 24

Figura 3 - Disponibilidade de energias renováveis X demanda global anual de energia ........ 30

Figura 4 - Conexão do sistema fotovoltaico à rede de energia elétrica .................................... 32

Figura 5 - Distribuição dos Custo de SFCR (Fonte: adaptado de AERBRAX) ....................... 38

Figura 6 - Relação do custo inicial do investimento - aquisição nacional .............................. 40

Figura 7 - Relação do custo inicial do investimento – aquisição por importação direta .......... 40

Figura 9 - Perfil de consumo para uma atividade comercial .................................................... 42

Figura 8 - Curva de carga típica do Sistema Interligado Nacional .......................................... 41

Figura 10 - Segregação do mercado de energia elétrica .......................................................... 43

Figura 11 - Perfil residencial de consumo médio horário anual e mensal estimado para o

Estudo de Caso ......................................................................................................................... 43

Figura 12 - Estimativa da geração anual de energia elétrica .................................................... 44

Figura 13 - Contribuição da energia gerada pelo SFCR ........................................................... 45

Figura 14 - Fluxo de caixa do sistema - aquisição nacional e sem incentivos ......................... 46

Figura 15 - Fluxo de caixa do sistema - aquisição nacional e financiamento .......................... 47

Figura 16 - Fluxo de caixa do sistema - aquisição nacional, financiamento e outros incentivos

.................................................................................................................................................. 48

Figura 17 – Fluxo de caixa do sistema – importação direta, sem financiamento ..................... 49

Figura 18 - Fluxo de caixa do sistema – importação direta, com isenção de impostos ............ 50

Figura 19 - Fluxo de caixa do sistema – importação direta , .................................................... 51

Figura 20 - Consulta de preço no mercado nacional ................................................................ 68

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LISTA DE TABELAS

Tabela 1 - Políticas de incentivos a fontes renováveis de energia em alguns países ............... 18

Tabela 2 - Valor da tarifa prêmio para faixas de potência instalada ........................................ 23

Tabela 3 - Variação do tarifa de energia elétrica (LIGHT-Rio) e da inflação (IPCA) ............. 36

Tabela 4 - Custo do SFRC no mercado nacional...................................................................... 38

Tabela 5 - Preços dos módulos de inversor importados com incidência de taxas .................... 39

Tabela 6 - Custo final do SFCR atravé de importação direta ................................................... 39

Tabela 7 - Resultados da simulação - aquisição nacional e sem incentivos ............................. 45

Tabela 8 - Resultados da simulação - aquisição nacional e financiamento .............................. 46

Tabela 9 - Resultados da simulação - aquisição nacional, financiamento e outros incentivos 47

Tabela 10 - Resultados da simulação - importação direta , sem incentivos ............................ 48

Tabela 11 - Valores dos módulos e inversor importados sem incidência de impostos ............ 49

Tabela 12 - Resultados da simulação - importação direta , com isenção de impostos ............. 50

Tabela 13 - Resultados da simulação - importação direta , com isenção ................................. 51

Tabela 14 - Resultados da simulação - sem compensação do excedente gerado ..................... 52

Tabela 15 - Resultados da simulação - Cenário restritivo ........................................................ 53

Tabela 16 - Dados da análise econômica para o Estudo de Caso (Cenário 1 e 3) .................... 55

Tabela 17 - Dados da análise econômica para o Estudo de Caso (Cenário 2 e 3) .................... 55

Tabela 18 - Dados da análise econômica para o Estudo de Caso (Cenário4) .......................... 55

Tabela 19 - Estimativa de recurso para incentivos conforme metas de potência ..................... 58

Tabela 20 - Energia elétrica gerada pelo total de unidades geradoras ...................................... 58

Tabela 21 - Preços no mercado externo do módulo fotovoltaico Sharp ND-L240Q2 ............. 67

Tabela 22 - Preços no mercado externo do inversor SMA SB 3000 HF ................................. 67

SUMÁRIO

1 INTRODUÇÃO .......................................................................................................... 11

1.1 MOTIVAÇÃO .............................................................................................................. 11

1.2 OBJETIVO ................................................................................................................... 12

1.3 ESTRUTURA DO TRABALHO ................................................................................. 12

2 POLÍTICAS DE INCENTIVO.................................................................................. 14

2.1 INTRODUÇÃO ............................................................................................................ 14

2.2 INCENTIVOS FISCAIS E FINANCIAMENTO PÚBLICO ...................................... 14

2.3 POLÍTICAS REGULATÓRIAS .................................................................................. 15

2.3.1 Feed-in tariff (FIT) ....................................................................................................... 15

2.3.2 Netmetering .................................................................................................................. 16

2.4 PANORAMA DAS POLÍTICAS DE INCENTIVO EM ALGUNS PAÍSES ............. 17

3 INCENTIVOS À MICROGERAÇÃO EM ALGUNS PAÍSES ............................. 19

3.1 INTRODUÇÃO ............................................................................................................ 19

3.2 PORTUGAL ................................................................................................................. 19

3.3 ALEMANHA ............................................................................................................... 21

3.4 JAPÃO .......................................................................................................................... 23

3.5 BRASIL ........................................................................................................................ 25

3.5.1 PLS -Projeto de lei do senado, nº 311 de 2009 ............................................................ 26

3.5.2 Projeto de lei, nº 2562/2011 ......................................................................................... 27

3.5.3 PLS - Projeto de lei do senado, nº 449 de 2011 ........................................................... 27

3.5.4 Projeto de lei, nº 3097/2012 ......................................................................................... 28

3.5.5 Projeto de lei, nº 2952/2011 ......................................................................................... 28

3.5.6 Projeto de lei, nº 1859/2011 ......................................................................................... 28

4 MICROGERAÇÃO DISTRIBUIDA ATRAVÉS DE SISTEMAS

FOTOVOLTAICOS CONECTADOS À REDE (SFCR).................................................... 30

4.1 INTRODUÇÃO ............................................................................................................ 30

4.2 ENERGIA SOLAR....................................................................................................... 30

4.3 DESCRIÇÃO DE UM SFRC ....................................................................................... 31

4.4 CONEXÃO DO SFRC À REDE .................................................................................. 32

5 ESTUDO DE CASO ................................................................................................... 34

5.1 INTRODUÇÃO ............................................................................................................ 34

5.2 METODOLOGIA ......................................................................................................... 34

5.3 DESCRIÇÃO DO ESTUDO DE CASO ...................................................................... 35

5.3.1 Inflação, taxa de desconto e tarifa de energia elétrica ................................................ 36

5.3.2 Painéis fotovoltaicos e inversor ................................................................................... 37

5.3.3 Outros custos ................................................................................................................ 37

5.3.4 Distribuição dos custos ................................................................................................ 38

5.3.5 Perfil de consumo ......................................................................................................... 41

5.3.6 Outros dados relevantes ............................................................................................... 43

5.3.7 Desempenho do SFCR .................................................................................................. 44

5.4 CENÁRIOS PROPOSTOS........................................................................................... 45

5.4.1 Cenário 1 – Aquisição Nacional .................................................................................. 45

5.4.1.1 Sem incentivos .......................................................................................................... 45

5.4.1.2 Com incentivos ......................................................................................................... 46

5.4.2 Cenário 2 – Aquisição Por Importação Direta ............................................................ 48

5.4.2.1 Sem incentivos .......................................................................................................... 48

5.4.2.2 Com incentivos ......................................................................................................... 49

5.4.3 Cenário 3 – Sem incentivos e sem sistema de compensação de energia ...................... 51

5.4.4 Cenário 4 – Restritivo................................................................................................... 52

6 ANÁLISE DOS RESULTADOS ............................................................................... 54

6.1 INTRODUÇÃO ............................................................................................................ 54

6.2 VIABILIDADE ECONÔMICA ................................................................................... 54

6.3 IMPACTO FINANCEIRO DOS INCENTIVOS ......................................................... 56

6.3.1 Incentivo pelo pagamento à geração............................................................................ 57

6.3.2 Incentivo pelo subsídio ao capital investido................................................................. 57

6.3.3 Metas de potência instalada e energia gerada ............................................................. 58

7 CONCLUSÕES ............................................................................................................ 59

REFERÊNCIAS ....................................................................................................................... 63

APÊNDICE .............................................................................................................................. 67

11

1 INTRODUÇÃO

1.1 MOTIVAÇÃO

Aumentar a participação das fontes renováveis como elemento primário na geração de

energia elétrica é uma tendência mundial. Contudo, o custo elevado da implantação de

sistemas baseados em fontes renováveis em comparação aos sistemas tradicionais ainda é um

fator que dificulta a participação efetiva dessas fontes na matriz energética. Com o objetivo de

reduzir barreiras regulatórias e econômicas, algumas estratégias e mecanismos de incentivo

foram desenvolvidos e implantados em diversos países como políticas de incentivos. Cada

política reduz uma ou mais barreiras que impedem o desenvolvimento das fontes de energia

renováveis como, por exemplo, barreiras técnicas, econômicas e regulatórias.

No decorrer deste trabalho, são apresentadas as principais políticas de incentivo

aplicadas à promoção das fontes de energia renováveis e à microgeração distribuída de

energia elétrica por fontes renováveis, principalmente pelo emprego de sistemas fotovoltaicos

conectados à rede (SFCR) e, também, é apresentado um panorama de aplicação destes

incentivos em alguns países e no Brasil.

Embora o conceito de geração distribuída seja de difícil consenso, alguns aspectos são

comuns, como afirma Cervantez (2002), e entre eles destaca que a disposição da unidade de

geração é ao nível de baixa tensão do sistema de distribuição local, permitindo que

consumidores residenciais e comerciais possam investir em equipamentos para sua

autossuficiência energética. Dessa forma, esse aspecto é estendido à microgeração distribuída,

porém, é preciso estabelecer um limite para o nível de potência instalada pela unidade

geradora de energia. Encontram-se, em alguns países, valores típicos entre 1kW e 10 kW

associados à microgeração. Entretanto, no presente trabalho, será considerada a unidade

geradora de energia elétrica com potência instalada de até 100 kW, conectada na rede de

distribuição por meio de instalações de unidades consumidoras, que utilize fontes com base

em energia hidráulica, solar, eólica, biomassa ou cogeração qualificada, conforme estabelece

a resolução normativa nº 482, de 17 de abril de 2012, da Agência Nacional de Energia

Elétrica (ANEEL).

É notável a participação dos SFCR como a tecnologia principal e de maior impacto em

relação à microgeração distribuída através de fontes renováveis de energia. Durante a última

década, os sistemas fotovoltaicos têm mostrado potencial para se tornar uma importante fonte

12

de geração de energia para o mundo (EPIA, 2012) sendo, atualmente, depois das hidrelétricas

e da energia eólica, a energia renovável mais importante em termos de capacidade instalada

em nível mundial (REN21, 2011). A Alemanha, principal mercado fotovoltaico mundial, ao

final de 2011 atingiu cerca de 24700 MW de capacidade total instalada através de sistemas

fotovoltaicos (EPIA, 2011) sendo que os SFCR, integrados aos telhados das edificações, com

potência de até 100 kW, representam aproximadamente 62% desse valor

(EICHELBRÖNNER, 2012). Ainda, segundo Yamamoto (2011), cerca de 85,4% da potência

total instalada por sistemas fotovoltaicos no Japão é oriunda da classe residencial, cuja

potência acumulada até o final de 2011 atingiu aproximadamente 4700 MW.

Muitos estudos apontam que o Brasil possui altos níveis de irradiação solar e grande

reservas de silício de alta qualidade e, mesmo assim, a energia solar fotovoltaica ainda não

está sendo considerada adequadamente no planejamento energético, pois estimativas mais

aceitas dão conta de uma capacidade acumulada de sistemas fotovoltaicos conectados à rede,

até o final de 2011, de aproximadamente 1,5 MW (ABINE, 2012).

1.2 OBJETIVO

Este estudo pretende avaliar os mecanismos de incentivo à microgeração distribuída

através do uso de fontes renováveis pelo viés da energia solar fotovoltaica.

1.3 ESTRUTURA DO TRABALHO

Este trabalho é composto de 7 capítulos. No Capítulo 2 são apresentadas as principais

políticas de incentivo aplicadas à promoção das fontes de energia renováveis.

No Capítulo 3, é apresentado um relato das principais políticas que têm sido utilizadas

para estimular o uso das fontes de energia renováveis e que abrangem a microgeração

distribuída em alguns países escolhidos: Portugal, Alemanha, Japão e Brasil.

Justifica-se, no Capítulo 4, a escolha dos SFCR como a tecnologia principal de

aproveitamento da energia solar e, também, é apresentada uma breve descrição de um SFCR,

bem como o modelo de conexão à rede de distribuição.

A analise da contribuição dos mecanismos de incentivo à microgeração distribuída é

apresentada no Capítulo 5, através de um Estudo de Caso de implantação de um SFRC

integrado ao telhado de uma residência, cujo perfil de consumo é modelado de acordo com

curvas características de consumo da classe residencial no Brasil. Os incentivos regulatórios,

13

fiscais e de financiamento são aplicados de maneira a produzir dados que auxiliem no estudo

da viabilidade econômica do investimento em SFCR e permita estimar os recursos necessários

para alcançar metas de potência total instalada. Também, é realizada uma intensiva pesquisa

acerca de dados atualizados dos custos de instalação de um SFCR, tanto pela aquisição dos

componentes no mercado nacional quanto por meio de importação. São propostos cenários

que permitam a aplicação de incentivos sob a perspectiva da aquisição dos componentes, do

financiamento e subsídio de capital, de pagamento pela geração de energia elétrica, pelos

incentivos fiscais e pelo sistema de compensação de energia – conhecido como netmering-

recentemente adotado no Brasil.

No Capítulo 6, os resultados do Estudo de Caso são analisados e a viabilidade

econômica do projeto é estudada para os cenários propostos e, também, é estimado o

montante de recursos financeiros necessários para tornarem-se exequíveis os cenários

propostos.

Por fim, no Capítulo 7, são apresentadas as conclusões a respeito da análise dos

incentivos à microgeração distribuída sob a perspectiva da viabilidade econômica dos

sistemas fotovoltaicos conectados à rede de distribuição de energia elétrica.

14

2 POLÍTICAS DE INCENTIVO

2.1 INTRODUÇÃO

Para estabelecer condições favoráveis à participação das fontes renováveis de energia

na matriz energética de qualquer país são necessárias políticas de incentivo. Cada política

reduz uma ou mais barreiras que impedem o desenvolvimento das fontes de energias

renováveis como, por exemplo, barreiras técnicas, econômicas e regulatórias.

Neste Capítulo são apresentadas as principais políticas de incentivo aplicadas à

promoção das fontes de energia renováveis. Em seguida, é mostrado um panorama da

aplicação de algumas dessas políticas em Portugal, Alemanha, Itália, Japão e Brasil.

2.2 INCENTIVOS FISCAIS E FINANCIAMENTO PÚBLICO

O foco principal dos incentivos fiscais é a redução de custos relativos à instalação,

operação e manutenção dos sistemas que utilizam fontes de energia renováveis. Os incentivos

permitem que se estabeleça uma competitividade relativa frente às fontes convencionais, a

inovação e o desenvolvimento de tecnologias de aplicação.

Elencam-se alguns eixos de promoção dessa política:

Subsídios de capital para cobrir parte do custo do investimento.

Isenção ou redução de tributos fiscais, em particular, sobre o investimento,

sobre a produção de energia e sobre o mercado de bens e capital que são

aplicáveis para a compra (ou produção) de tecnologias de energias renováveis.

Disponibilidade de financiamento para o desenvolvimento de energias

renováveis, para estimular a pesquisa, para a aquisição e produção dessas

tecnologias e para a alocação de capital necessário na implantação de projetos

de geração de energia.

Apoio financeiro para o desenvolvimento de infraestrutura e para os contratos

de construção e operação de unidades geradoras.

15

2.3 POLÍTICAS REGULATÓRIAS

São tão importantes quanto os incentivos financeiros. Os dois principais mecanismos

para promover as fontes renováveis são o sistema de preço e o sistema de quotas. O sistema

de preço mais difundido é o feed-in tariff (FIT) e garante o preço pela energia gerada

enquanto que o sistema de quotas garante que um percentual mínimo de geração vendida ou

capacidade instalada seja fornecido por energia renovável. Outros instrumentos de regulação

encontrados são os certificados comercializáveis de energias renováveis (Tradable Renewable

Energy Certificate -REC), Netmetering e os “obrigatórios”.

Os certificados permitem para cada kWh ou MWh produzido a emissão de um

“certificado verde” ao produtor e pode ser comercializável no mercado de energia. Um

exemplo de política obrigatória é estabelecer por lei que uma frota veículos utilizados no

transporte público seja abastecida apenas com bicombustível.

Para o incentivo à microgeração distribuída que utilize fontes de energia renováveis

para a geração de eletricidade, os principais mecanismos são a tarifa FIT e o Netmetering,

discutidos a seguir.

2.3.1 Feed-in tariff (FIT)

Este mecanismo de incentivo permite que toda a energia gerada, através da utilização

de fontes renováveis como fontes primárias e injetada na rede de distribuição, seja

remunerada por um valor fixo durante um período de tempo suficiente para tornar o

investimento atrativo. As companhias distribuidoras de energia elétrica ficam obrigadas a

comprar e remunerar cada kWh gerado por um valor, usualmente, superior ao valor da tarifa

praticada ao consumidor. Conforme Villarini et al (2011), o cálculo do valor da tarifa FIT

considera o retorno sobre o patrimônio, os juros sobre o capital de empréstimos e capital de

giro, a depreciação do equipamento e as despesas de manutenção e operação, a fim de

assegurar ao investidor a mesma rentabilidade da utilização das fontes convencionais na

matriz energética.

O pagamento da tarifa FIT geralmente é administrado e efetuado pela distribuidora de

energia elétrica que por sua vez, repassa e dilui o custo entre todos os consumidores. É um

mecanismo independente de incentivo financeiro por agentes governamentais, com baixo

custo para o consumidor final, e já representou, por exemplo, apenas 20 centavos de euro

16

adicionais na fatura de energia elétrica mensal de cada consumidor na Alemanha, devido à

tarifa FIT aplicada ao aproveitamento da energia solar (PAPADOPOULOU, 2011).

O valor e o modelo de aplicação da tarifa-prêmio variam de acordo com o país onde

foi regulamentada e dependem da capacidade de produção, dos custos de instalação e dos

equipamentos da unidade geradora. O modelo segue três premissas básicas:

Garantia de acesso a rede,

Contratos longos de compra da energia gerada;

Preços baseados no custo de produção acrescentado de um valor que permita

uma margem de atratividade ao investidor.

Em 2008, havia 69 países ou regiões com a tarifa FIT instituída e, em 2010, esse

número aumentou para 85 (REN21, 2011). A Figura 1 mostra em que países ou regiões a

tarifa FIT foi aplicada até o ano de 2008.

2.3.2 Netmetering

O netmetering é aplicado em pelo menos 14 países, incluindo Itália, Japão e grande

parte dos Estados Unidos (REN21, 2011), sendo o mecanismo regulatório adotado no Brasil

para a microgeração distribuída por fontes renováveis, conforme a resolução normativa nº

482, de 17 de abril de 2012, da Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL).

O netmetering pode ser entendido como um sistema de compensação de energia cujo

faturamento da unidade geradora conectada à rede resulta da diferença entre a quantidade de

Figura 1 - Mapa dos países com a tarifa FIT em 2008.

Fonte: Adaptado de DBG (2010).

17

energia consumida e a quantidade gerada. No modelo mais simples e mais adotado não há

armazenamento da energia gerada e a medição líquida da energia aponta para três situações:

Quantidade de energia gerada menor que a quantidade de energia consumida:

O valor a ser faturado corresponde à energia consumida descontada da energia

gerada.

Quantidade de energia gerada igual à quantidade de energia consumida: Não há

faturamento na unidade geradora conectada à rede ou, apenas o pagamento de

um valor mínimo, estipulado em regulamentação específica.

Quantidade de energia gerada maior que a quantidade de energia consumida: A

diferença é injetada na rede da distribuidora e gera créditos para compensação

na fatura de energia elétrica em meses subsequentes.

De acordo com Goetzberger (2005), esse sistema de compensação é mais efetivo onde

a tarifa da energia elétrica paga pelo consumidor é alta. Deve haver uma paridade tarifária

para tornar o netmetering um instrumento de incentivo viável, isto é, o custo da geração de

energia pelo microgerador deve ser competitivo frente à tarifa da energia convencional que

está sendo paga no ponto de consumo.

Para registrar o balanço energético entre a energia gerada e a energia consumida para o

faturamento mensal é preciso apenas um único medidor bidirecional de energia elétrica. Uma

variação desse sistema, denominado como netbilling, necessita que a energia gerada injetada

na rede e a energia consumida sejam apuradas em sistemas de medições distintos pois,

apresentam valores de faturamento diferentes.

O netmetering está implantado em pelo menos 14 países, incluindo Itália, Japão e em

quase todos os estados dos Estados Unidos da América (REN21, 2011).

2.4 PANORAMA DAS POLÍTICAS DE INCENTIVO EM ALGUNS PAÍSES

A Tabela 1 mostra as principais políticas de incentivo para a promoção das fontes

renováveis de energia em alguns países.

18

Tabela 1 - Políticas de incentivos a fontes renováveis de energia em alguns países

Mecanismos de Incentivo Brasil Alemanha Itália Portugal Japão

Tarifa FIT X X X X

Quotas para fontes renováveis X X

Subsídios de capital X X X X

Investimentos, créditos fiscais X X X X X

Redução de impostos X X X X

Certificados de energia

renovável

comercializáveis

X X

Netmetering X X X

Empréstimos ou financiamento

público

X X X X X

Leilões de energia X X

Fonte: Elaborado de REN21(2011).

19

3 INCENTIVOS À MICROGERAÇÃO EM ALGUNS PAÍSES

3.1 INTRODUÇÃO

Nesse Capítulo é apresentado um relato das principais políticas que têm sido utilizadas

para estimular o uso das fontes de energia renováveis e que abrangem a microgeração

distribuída em alguns países escolhidos: Portugal, Alemanha, Japão e Brasil.

Embora a legislação de cada país escolhido estabeleça incentivos a várias fontes

renováveis, o presente relato terá foco naquela com maior impacto e amplitude na matriz

energética de cada país e está diretamente relacionada à microgeração.

Atualmente, a fonte que se destaca entre as fontes renováveis no cenário mundial,

amplamente empregada na microgeração, é a energia solar através do uso de sistemas

fotovoltaicos conectados à rede, ou simplesmente SFCR.

3.2 PORTUGAL

Portugal tem políticas de incentivos à microgeração e regulamentos de conexão do

sistema de microgeração ao sistema elétrico bem definidos. Além disso, o governo aprovou

em 2010 a “Estratégia Nacional para Energia 2020”, ou, ENE2020. Entre outros objetivos, a

ENE2020 estipula reduzir em 25% o saldo importador energético através do uso de fontes

renováveis de energia e destaca a necessidade de incentivar a geração descentralizada de

eletricidade em baixa tensão.

Teve início em 2007 o programa “Renováveis na Hora” que, conforme Fernandes

(2010), visa promover a substituição do consumo de energia fóssil por energia renovável,

através da maior facilidade de acesso a tecnologias de microgeração de energia elétrica.

A microgeração e a minigeração em Portugal são reguladas, respectivamente, pelo

Decreto-Lei n.º 363/2007, de 2 de novembro, alterado e republicado pelo Decreto-Lei n.º 118-

A/2010, de 25 de outubro, e pelo Decreto-Lei n.º 34/2011, de 8 de março.

Para viabilizar a implantação da microgeração, Portugal adotou o sistema de tarifa

FIT. O Decreto-Lei n.º 363/2007 estipula dois regimes diferenciados de remuneração: regime

remuneratório geral (RRG) e o regime remuneratório bonificado (RRB). Em ambos os

regimes a totalidade da energia elétrica produzida é vendida à companhia distribuidora de

energia elétrica e a potência de ligação é limitada a 50% da potência contratada . No RRG a

20

máxima potência de instalação da unidade de microgeração é de 5,75 kW para as instalações

não integradas em condomínios e o valor da tarifa de venda aplicável é o mesmo da tarifa

aplicada pela energia consumida.

O RRB é aplicado a todas as unidades de microgeração com potência de instalação até

3,68 kW para unidades isoladas e de 11,04 kW para condomínios com seis ou mais unidades.

Ainda, a energia produzida anualmente não pode ser superior a 2,4 MWh para cada KWp

instalado, no caso em que a fonte de energia utilizada seja eólica ou solar.

Conforme Gonçalves (2011), a tarifa de remuneração no regime bonificado em 2008

teve o valor fixado em 0,65 euros para cada kWh gerado no ano de ligação e nos cincos anos

seguintes, enquanto que a tarifa vigente média paga à distribuidora de energia era de

aproximadamente 0,1 euros por kWh consumido. Após o período inicial, a tarifa de referência

a aplicar no período adicional de dez anos é a que vigora em 1o de janeiro de cada ano,

aplicada, também, às novas instalações. Em 2012, a tarifa remuneratória está fixada em 0,326

euros para cada kWh gerados nos oitos primeiros anos e de 0,185 euros nos sete anos

seguintes.

Para ter acesso ao RRB é necessário que o local de consumo associado à microgeração

tenha coletores solares térmicos, com um mínimo de 2 m² de área útil de coletor ou de

caldeira à biomassa com geração anual de energia térmica equivalente a geração de energia

elétrica. Para as unidades microgeradoras instaladas em condomínio é preciso uma auditoria

energética que identificará a necessidade de implantação de medidas de eficiência energética.

A tarifa aplicada no RRB varia conforme o tipo de energia primária utilizada, sendo

determinada mediante a aplicação dos seguintes valores percentuais, de acordo com o

Decreto-Lei n.º 118-A/2010:

Solar: 100%;

Eólica: 80%;

Hídrica: 40%;

Cogeração à biomassa: 70%;

Pilhas de combustível com base em hidrogênio proveniente de microgeração: Valor

percentual de acordo com o tipo de energia renovável utilizada para a produção do

hidrogênio; e

Cogeração não renovável: 40%

Há uma quota anual para o somatório das potências registradas das unidades de

microgeração para o RRB, cujo valor é publicado até o dia 31 de dezembro de cada ano, com

21

validade para o ano seguinte e pode ser alterado conforme despacho do órgão competente. A

quota anual foi de 10 MW, 29,6 MW, 12,5 MW em 2008, 2011 e 2012, respectivamente.

Outras condições necessárias para acesso ao RRB ou ao RRG, podem ser consultadas no

Decreto-Lei n.º 118-A/2010.

Além das tarifas de remuneração, o microgerador de energia poderá deduzir 30% no

IRS (Imposto de Renda Pessoa Singular) do montante gasto na compra de equipamentos

novos a incorporar na unidade de microgeração. O valor máximo dedutível é de 777 euros e a

receita inferior a 5000 euros, resultante da atividade de microgeração, fica excluído de

tributação pelo IRS. De acordo com Leal (2011), o IRS trata de rendimentos recebidos por

pessoas singulares em Portugal, da mesma forma que o Imposto de Renda Pessoa Física

(IRPF) trata de rendimentos recebidos por pessoa física no Brasil.

3.3 ALEMANHA

A Alemanha tem muitas políticas de incentivo à geração de energia através de fontes

renováveis. É um dos países pioneiros em sistemas distribuídos interligados à rede e o maior

mercado mundial de SFCR, com 24,7 MW instalados até 2011 (EPIA, 2012).

O principal sistema remuneratório adotado é o da tarifa FIT, mas adota outros sistemas

como o netmetering.

Em 1990, teve início o programa “1000 telhados solares” que levou a mais de 2200

instalações de SFRC com a potência individual entre 1 kWp e 5kWp e integrados às

coberturas das edificações residenciais e comerciais. Conforme Bruns et al (2011), esse

programa procurou provar a viabilidade técnica da geração descentralizada, da aplicação da

tarifa FIT e impulsionar o mercado fotovoltaico. Governo e estados subsidiaram até 70% dos

custos do investimento inicial com o objetivo de atingir a potência total instalada de 4MWp

em SFCR.

De acordo com Goetzberger (2005), embora a tarifa FIT houvesse sido aprovada em

1990, a remuneração não era suficiente para viabilizar o investimento, pois o valor pago ao

produtor era de 0,1 euros por cada kWh gerado, enquanto o custo da produção era de 1 euro

para cada kWh.

Com o fim do programa “1000 telhados solares”, em 1994, o mercado solar

fotovoltaico continuou a expandir anualmente entre 4 MW e 12 MW, devido aos programas

regionais de incentivos específicos.

22

Em 2000, foi aprovado o código das fontes renováveis de energia (Erneuerbare

Energien Gesetz – EEG). O EEG garante que a energia elétrica gerada pelas fontes à base de

biogás, biomassa, geotérmica, eólica e radiação solar seja obrigatoriamente comprada pelas

concessionárias por um período de 20 anos após a instalação. Na sua primeira edição garantiu

a compra da energia gerada através de SFCR até que a potência acumulada atingisse

350MWp. A tarifa que era paga em 2000 e 2001 foi de 50,62 centavos de euro para cada kWh

gerado, com redução de 5%, a cada ano subsequente, para novas instalações. A tarifa era

válida para SFCR com potência inferior a 30kW integrado ao telhado das edificações.

O limite da potência instalada foi alcançado no verão de 2003 com a contribuição do

programa “100.000 telhados fotovoltaicos”. Através deste programa, iniciado em 1999, a

instalação de SFCR de até 1kWp era financiada pelo banco estatal alemão KfW. Um

empréstimo cobria até 35% do investimento inicial e poderia ser pago, sem incidência de

juros e sem resíduos no final, em dez parcelas anuais, exceto a última parcela cujo valor era

abatido. Conforme Goetzberger (2005), ao final do ano de 1999, aproximadamente 4000

unidades de geração com 10kWp de potência total foram contempladas e em 2000, mais

70MWp em SFCR foram instaladas. O programa permitiu a participação de pessoas físicas e

de pequenas e médias empresas.

Conforme Goetzberger (2005), o governo modificou a estrutura de incentivos devido

ao rápido aumento da potência instalada. A critério do banco KfW, eram liberados 6230,00

euros para cada kWp instalado por sistemas fotovoltaicos de até 5kWp, conectados ou não à

rede. Uma taxa de juros de 4,5% abaixo da taxa de mercado (aproximadamente 6%) foi fixada

e isentada nos dois primeiros anos, de um total de dez anos do empréstimo. Com o volume

máximo de financiamento atingindo, o banco KfW disponibilizou um programa adicional

apenas para SFCR, com uma taxa fixa anual de 3,5%.

Em 2004, o EEG foi modificado pois com o fim do programa “100 mil telhados”, o

mercado fotovoltaico necessitava continuar expandindo. As tarifas pagas pela energia gerada

foram reajustadas e o limite para a capacidade total instalada foi eliminado, porém com tarifas

de remuneração diferenciada para instalações de até 30kWp, de 30kWp a 100 kWp, de

100kWp até 1000kWp e acima de 1000 kWp. Também foi permitida a instalação de SFCR

fora das edificações. Até 2008 havia uma bonificação de 0,05 euros para cada kWh gerado

pelas instalações integradas às fachadas das edificações.

De janeiro de 2009 a janeiro de 2012, os valores da tarifa prêmio sofreram cortes de

aproximadamente 50%. Em maio de 2012, o governo alemão rejeitou a proposta aprovada

pelo parlamento de acabar com a tarifa prêmio aos SFCR, mas indicou a possibilidade de

23

redução da compra de 100% para 80% da energia gerada por SFCR de pequeno porte

(REUTER, 2012).

A Tabela 2 informa o valor da tarifa-prêmio a partir de 2009 para as instalações de

SFCR integrado à edificação, em conformidade com o EEG e suas revisões, conforme a

potência instalada. Em 2010, as tarifas foram reduzidas em três períodos consecutivos, sendo

o menor valor indicado na Tabela

Tabela 2 - Valor da tarifa prêmio para faixas de potência instalada.

Ano de

instalação

Valor da Tarifa Prêmio (centavos de euro)

≤ 30 kW ≤100 KW ≤ 1MW > 1MW

2009 43,01 40,91 39,58 29,37

2010 33,03 31,42 29,73 24,79

2011 28,14 27,33 25,86 21,56

2012 24,33 23,23 21,98 18,33

Fonte: Elaborada de BMU – EEG (2012).

3.4 JAPÃO

Em 2011, o Japão esteve entre os três principais mercados mundiais de sistemas

fotovoltaicos, com acréscimo de 1296 MWp e atingiu cerca de 4700 MWp de capacidade total

instalada (EPIA 2012).

O crescimento da indústria de sistemas fotovoltaicos no Japão foi liderado pelo setor

residencial, que recebeu quase que a totalidade dos 974 250 kW através da instalação de

SFCR em 2010 (MATSUKAWA et al., 2011). Cerca de 85,4% da potência total instalada é

oriunda da classe residencial (YAMAMOTO, 2011). A Figura 2 ilustra a evolução da

potência total instalada por SFCR entre 1992 e 2011.

24

Figura 2 - Evolução da potência total instalada de SFCR no Japão.

Fonte: Elaborada de Yamamoto (2011).

Em 2008, o governo japonês aprovou um plano de ação que visava uma sociedade

livre de emissão de carbono e estipulou, além de outras medidas, a meta de 28 GW de SFCR

até 2020.

Segundo MATSUKAWA et al. (2011), os principais incentivos financeiros são

caracterizados por subsídio ao investimento inicial e por remuneração da energia injetada na

rede.

Para ser elegível ao recebimento do subsídio, a unidade geradora dever ter potência

inferior a 10 kWp, os módulos fotovoltaicos utilizados devem ter certificação local e

eficiência mínima de conversão entre 7% e 13.5%, conforme tecnologia de fabricação. Ainda,

é estabelecido um preço máximo para cada kWp instalado (sem incidência de impostos) para

ter o investimento subsidiado. Em 2009, o subsídio foi fixado em 10% do valor do kWp

instalado e, em 2011 aproximadamente 8%. Complementam esse programa nacional outros

875 programas regionais de subsídios (YAMAMOTO, 2011).

A partir de 2009, torna-se obrigatório para as empresas distribuidoras de energia

elétrica a compra, por um período de 10 anos, da energia elétrica gerada por unidades de

geração de até 500 kW de potência instalada. Para unidades geradoras de até 10kW de

potência instalada o valor recebido em 2011 foi de aproximadamente 70% acima do valor da

tarifa de energia elétrica para a classe residencial. O custo pelo pagamento dessa tarifa é

diluído entre todos os consumidores de energia elétrica do sistema.

25

3.5 BRASIL

A falta de regras específicas é um entrave à microgeração distribuída no Brasil, assim

como as barreiras técnicas, regulatórias, comerciais e a dificuldade de viabilização econômica

de projetos.

Os incentivos à microgeração vigentes dão-se diretamente pela aplicação da Resolução

Normativa nº 482, de 17 de abril de 2012, da ANEEL e indiretamente pela desoneração fiscal

na aquisição de módulos e painéis fotovoltaicos nas alíquotas de ICMS (Imposto sobre

Circulação de Mercadorias e Serviços), de competência estadual, e do IPI (Imposto sobre

Produtos Industrializados), de competência federal.

A Resolução Normativa nº 482, de 17 de abril de 2012, da ANEEL, estabelece as

condições gerais para o acesso de microgeração e minigeração distribuída aos sistemas de

distribuição de energia elétrica e, também, o sistema de compensação de energia elétrica. As

distribuidoras devem, até 13 de dezembro de 2012, adequar seus sistemas comerciais, elaborar

ou revisar normas. Serão utilizados como referência, os Procedimentos de Distribuição de

Energia Elétrica no Sistema Elétrico Nacional – PRODIST, as normas técnicas brasileiras e,

de forma complementar, as normas internacionais. Após a data estipulada e em conformidade

com as normas técnica, a distribuidora deverá atender todas as solicitações de acesso â rede,

nos termos da seção 3.7, do módulo 3, do PRODIST.

A unidade geradora de energia elétrica com potência instalada até 100 kW, conectada

na rede de distribuição por meio de instalações de unidades consumidoras, que utilize fontes

com base em energia hidráulica, solar, eólica, biomassa ou cogeração qualificada, é

caracterizada como microgeração distribuída conforme disposto na resolução.

O sistema de compensação da energia elétrica gerada é conhecido como netmetering.

A unidade consumidora integrante do sistema de compensação de energia elétrica terá o

consumo faturado, referente à energia elétrica ativa, pela diferença entre a energia consumida

e a energia injetada, conforme o posto horário. Caso a energia ativa injetada no posto horário

seja superior a energia consumida, a diferença deve ser compensada em outros postos horários

dentro do mesmo ciclo de faturamento, observando a relação entre os valores das tarifas. O

excedente não compensado no ciclo de faturamento corrente será abatido do consumo medido

em meses subsequentes e terá validade de 36 meses após a data do faturamento. A energia

ativa injetada que não tenha sido compensada na própria unidade consumidora poderá ser

utilizada para compensar o consumo de outras unidades atendidas pela mesma distribuidora,

cujo titular seja o mesmo da unidade com sistema de compensação, ou caso as unidades sejam

26

reunidas por comunhão de interesses de fato ou de direito. Os custos referentes à adequação

do sistema de medição correrão por conta do interessado em ingressar no sistema de

compensação de energia elétrica.

É importante destacar da resolução normativa que será cobrado da unidade

consumidora integrante do sistema de compensação de energia elétrica, no mínimo, o valor

referente à demanda contratada para o consumidor do grupo A, ou ao custo de disponibilidade

para o consumidor do grupo B, cujos valores são determinados pelo disposto no art. 48 da

Resolução ANEEL nº 456/00, pelo tipo de ligação:

Monofásico e bifásico a dois condutores: valor em moeda corrente equivalente a 30

kWh;

Bifásico a três condutores: valor em moeda corrente equivalente a 50 kWh;

Trifásico: valor em moeda corrente equivalente a 100 kWh.

Quanto aos incentivos à microgeração distribuída ou relacionados ao tema há apenas

projetos de lei em tramitação no Congresso Nacional e isenção de alguns impostos para

aquisição de painéis fotovoltaicos. Alguns projetos de lei, suas principais propostas e data da

última tramitação, atualizada até 25 de maio de 2012, são apresentados a seguir.

3.5.1 PLS -Projeto de lei do senado, nº 311 de 2009

Institui o Regime Especial de Tributação para o Incentivo ao Desenvolvimento e à

Produção de Fontes Alternativas de Energia Elétrica – REINFA e estabelece medidas de

estímulo à produção e ao consumo de energia limpa.

Tem foco na redução da carga tributária dos seguintes tributos: Imposto sobre

Produtos Industrializados (IPI), Imposto de Importação, contribuição para o PIS/PASEP e

Contribuição para o Financiamento da Seguridade Social (COFINS). O REINFA beneficia

pessoas jurídicas não optantes do Simples Nacional, que exerçam pelo menos uma das

seguintes atividades:

Pesquisa, desenvolvimento e produção de equipamentos utilizados na geração de

energia eólica, solar e marítima, bem como de novas tecnologias ou materiais de

armazenamento de energia;

Geração de energia elétrica de fonte eólica, solar e marítima;

Produção de veículos tracionados por motor elétrico, híbridos ou não.

27

Também, o referido Projeto de Lei determina que a geração de energia elétrica de

fonte eólica, solar e marítima poderá ser desenvolvida de forma independente por qualquer

pessoa física ou jurídica, utilizando ou comercializando livremente sua produção.

Há de se destacar a Emenda nº 1 ao PLS, que propõe a inclusão da biomassa das

pequenas centrais hidroelétricas e das térmicas a biogás entre as fontes que alavancarão

benefícios tributários.

O relatório da Comissão de Assuntos Econômicos (CAE) do Senado manifestou-se

com indicativo de aprovação do projeto, e recomenda exclusão da biomassa das atividades de

pesquisa e desenvolvimento que receberão incentivos fiscais, que o PLS seja ajustado ao

modelo regulatório vigente na indústria de energia elétrica e dá outras providências.

Última tramitação em 7 de setembro de 2011.

3.5.2 Projeto de lei, nº 2562/2011

Dispõe sobre incentivos fiscais à utilização da energia solar em residências e

empreendimentos. Propõe a redução entre 25% e 100% do imposto de renda devido por

pessoas físicas e jurídicas de parte das despesas realizadas com a aquisição de bens e serviços

necessários para a utilização de energia solar, até 2020. Reduz a zero as alíquotas da

contribuição para o PIS/PASEP e da Contribuição para o Financiamento da Seguridade Social

- COFINS incidentes na importação e sobre a receita bruta de venda no mercado interno de

bens e serviços destinados à instalação de equipamento para geração de energia solar.

Última tramitação em 19 de abril de 2012.

3.5.3 PLS - Projeto de lei do senado, nº 449 de 2011

Estabelece a redução em 50% do imposto de renda da pessoa física incidente sobre

ganho de capital na alienação de imóvel que seja dotado de equipamento de aquecimento

solar ou de equipamento de captação de energia eólica ou fotovoltaica que lhe proporcione ao

menos oitenta por cento de autonomia em relação à rede pública de energia elétrica.

Última tramitação em 15 de outubro de 2011.

28


Este Projeto Lei permite a dedução da base de cálculo do imposto de renda devido por

pessoas físicas e jurídicas e da Contribuição Social sobre o Lucro Líquido – CSLL de

despesas, com a utilização de energia solar térmica e com a geração de energia elétrica

proveniente de fontes renováveis, a partir de instalações que possuam capacidade instalada de

até 1 MW.

Última tramitação em 2 de abril de 2012.


Institui o programa de incentivo ao aproveitamento da energia solar (Prosolar),

destinado ao aumento da capacidade de geração de energia elétrica fotovoltaica. As

distribuidoras de energia elétrica ficam obrigadas, seis meses após a regulação do setor, a

adquirirem a energia elétrica inserida na rede de distribuição por unidade consumidora que

dispuser de central de microgeração distribuída fotovoltaica. Define como central

microgeradora distribuída fotovoltaica aquela que produza energia elétrica a partir da fonte

solar fotovoltaica, cuja potência instalada seja de até 3 MW – que está em desacordo com a

Resolução Normativa nº 482, de 17 de abril de 2012, da ANEEL. Propõe reduzir a zero as

tarifas de uso dos sistemas elétricos de transmissão e de distribuição que incidirem na

produção e no consumo da energia comercializada por empreendimentos com base em fonte

solar por um período de 10 anos. O referido projeto propõe a realização de leilões de energia

solar fotovoltaica e estipula metas nacionais de geração de 1% do total da matriz elétrica

brasileira (capacidade instalada) para os próximos 3 anos e de 3% em 5 anos.

Última tramitação em 1º de março de 2012.


Neste Projeto de Lei, é proposto que o consumidor , ao instalar um SFCR, deva ter o

montante da energia injetada na rede elétrica de distribuição abatido do montante da energia

consumida, para o cálculo do valor a ser cobrado na fatura de energia elétrica.

Repassa às distribuidoras de energia elétrica o custo da instalação de equipamentos de

medição e aos consumidores os benefícios financeiros decorrentes da comercialização de

reduções certificadas de emissões de gases de efeito estufa.

29

Ainda, estabelece que os recursos do Sistema Financeiro da Habitação somente

poderão ser utilizados para o financiamento da construção ou aquisição de imóveis

residenciais novos que possuam sistema termo-solar de aquecimento de água.

Última tramitação em 31 de janeiro de 2012.

30

4 MICROGERAÇÃO DISTRIBUIDA ATRAVÉS DE SISTEMAS

FOTOVOLTAICOS CONECTADOS À REDE (SFCR)

4.1 INTRODUÇÃO

Nesse Capítulo justifica-se a escolha dos SFCR como a tecnologia principal de

aproveitamento da energia solar como a fonte renovável de energia de maior impacto em

relação à microgeração distribuída. É apresentada uma breve descrição de um SFCR, bem

como o modelo de conexão à rede de distribuição.

4.2 ENERGIA SOLAR

A disponibilidade natural da energia renovável é extraordinariamente grande, é

inesgotável e sua disponibilidade natural é 3.000 vezes superior ao consumo atual de energia

global anual (BMU, 2007). Até mesmo o potencial técnico de aproveitamento atual para o

uso de energias renováveis é seis vezes maior. Entre todas as fontes de energia renovável, a

energia solar é a que se encontra em maior disponibilidade, conforme ilustra a Figura 3 (cubo

maior indica o potencial energético disponível e o cubo menor indica o potencial técnico

disponível) .

Figura 3 - Disponibilidade de fontes renováveis X demanda global anual de energia.

Fonte: Adaptado de BMU (2007).

31

No que concerne a microgeração distribuída, é verificado que o aproveitamento da

energia solar pelo emprego de SFCR é a principal tecnologia utilizada atualmente.

Durante a última década, os sistemas fotovoltaicos têm mostrado potencial para se

tornarem uma importante fonte de geração de energia para o mundo (EPIA, 2012). Teve um

crescimento acelerado e contínuo, mesmo em tempos de crise financeira e econômica. A

capacidade cumulativa dos sistemas fotovoltaicos instalados no mundo era de aproximando de

23 GW no final de 2009, de 40 GW em 2010 e em 2011, mais de 69 GW e aptos a produzir

85 TWh de eletricidade por ano (EPIA, 2012).

Ainda, a energia fotovoltaica é atualmente, depois das hidrelétricas e da energia eólica,

a energia renovável mais importante em termos de capacidade instalada em nível mundial

(REN21, 2011). A taxa de crescimento, em 2011, chegou a quase 70% e em termos de

capacidade instalada global cumulativa, a Europa lidera com mais de 51 GW instalados até

2011, representando cerca de 75% da capacidade do total acumulado mundialmente (EPIA,

2011). Em seguida, no ranking estão Japão (5 GW), EUA (4,4 GW) e China (3,1 GW), que

atingiu o seu primeiro GW em 2011. Muitos dos mercados fora da Europa, em particular a

China, EUA, e Japão, mas também a Austrália (1,3 GW) e Índia (0,46 GW) alcançaram

apenas uma parte muito pequena de seus potenciais. Vários países têm potencial de

aproveitamento da energia solar superior à maior parte do potencial Europeu. Regiões como a

África, Oriente Médio, Sudeste Asiático e América Latina estão à beira de começar o seu

desenvolvimento.

De acordo com Castro et al (2009), a expansão da energia fotovoltaica ocorre com

base na geração distribuída, principalmente em telhados residenciais, aeroportos e usinas

solares de alta potência conectadas à rede. Destaca, também, que a viabilidade econômica e

financeira em grande parte dos casos ocorre por meio de políticas de incentivo.

4.3 DESCRIÇÃO DE UM SFRC

Um sistema fotovoltaico pode ser descrito como um conjunto de equipamentos

interconectados tais como, módulos fotovoltaicos, inversores, e todos os componentes da

instalação e controle do sistema, podendo conter dispositivos de armazenamento da energia

gerada. O módulo ou painel fotovoltaico é o elemento central do sistema e caracteriza-se pelo

arranjo de um conjunto de células fotovoltaicas, fabricadas em material semicondutor,

responsáveis pela conversão da irradiação solar em energia elétrica. Os módulos são

conectados por ligações em série ou em paralelo.

32

As principais aplicações dos sistemas fotovoltaicos são:

Sistemas fotovoltaicos domésticos isolados ou autônomos;

Sistemas fotovoltaicos não domésticos isolados;

Sistemas fotovoltaicos distribuídos conectados à rede;

Sistemas fotovoltaicos centralizados conectados à rede elétrica.

Segundo Benedito (2009), um sistema fotovoltaico conectado à rede, ou SFCR, é

aquele que dispensa dispositivos de armazenamento da energia gerada, pois esta pode ser

consumida ou injetada diretamente na rede elétrica convencional.

4.4 CONEXÃO DO SFRC À REDE

A Figura 4 ilustra de forma simplificada o esquema de conexão do sistema

fotovoltaico à rede de distribuição de energia elétrica, considerando o netmetering como

mecanismo de incentivo à microgeração distribuída.

Figura 4 - Conexão do sistema fotovoltaico à rede de energia elétrica.

Fonte: adaptado de SUNLOGIC

A energia elétrica é gerada através da irradiação solar incidente na superfície dos

módulos fotovoltaicos. A tensão elétrica contínua nos terminais do módulo ou do arranjo dos

33

módulos necessita ser convertida para tensão alternada, em nível e frequência compatíveis

com a rede de distribuição e o elemento responsável por esta tarefa é o inversor.

No caso particular da aplicação visando o netmetering, é importante que o inversor

permita a desconexão automática da rede de energia em casos de falhas e interrompi mento do

suprimento de energia da rede de distribuição. Além disso, é desejável que o equipamento

inclua dispositivos de proteção eletromecânica e garanta uma boa eficiência de conversão.

O medidor de energia elétrica é capaz de registrar a energia em ambos os sentidos de

fluxo. Adicionalmente, seria possível a instalação de um outro medidor apenas para registrar a

quantidade de energia gerada, mas alguns inversores já fazem esse registro.

34

5 ESTUDO DE CASO

5.1 INTRODUÇÃO

Este Capítulo avalia os mecanismos de incentivo à microgeração distribuída através de

um Estudo de Caso de um SFCR integrado ao telhado de uma residência, cujo perfil de

consumo é modelado de acordo com curvas características de consumo da classe residencial

no Brasil. Os incentivos regulatórios, fiscais e de financiamento são aplicados de maneira a

produzir dados que auxiliem no estudo da viabilidade econômica do investimento em SFCR.

Todos os requisitos necessários para o projeto são discutidos e detalhados, da mesma

forma que as ferramentas utilizadas e as premissas de projeto.

5.2 METODOLOGIA

A análise da contribuição dos mecanismos de incentivo à microgeração distribuída é

fundamentada através de um Estudo de Caso de implantação de um SFRC.

Recursos computacionais são empregados a fim de gerar dados para análise dos

aspectos econômicos e financeiros do SFRC e da viabilidade do projeto pelos métodos do

VPL (Valor Presente Líquido), PAYBACK e por uma métrica denominada por LCOE

(Levelized Cost of Electricity).

A principal ferramenta computacional utilizada é o programa SAM (System Advisor

Model), que é um programa disponibilizado pelo principal laboratório de pesquisas em

energias renováveis e eficiência energética, o NREL (National Renewable Energy

Laboratory), do Departamento de Energia do Governo dos Estados Unidos da América.

Como aplicativos complementares, o Sunny Design para dimensionamento de

inversores da empresa SMA, o RADIASOL, distribuído pelo Laboratório de Energia Solar da

Universidade Federal do Rio Grande do Sul, para determinar a inclinação dos módulos

fotovoltaicos e visualizar o modelo de distribuição da radiação solar e, por último, o uso de

planilhas eletrônicas.

Ainda, é realizada uma pesquisa detalhada acerca de dados atualizados dos custos de

instalação de um SFCR, tanto por aquisição dos componentes no mercado nacional quanto

por meio de importação.

35

O propósito do Estudo de Caso é avaliar a contribuição dos incentivos à microgeração

distribuída por meio de uma fonte de energia renovável.

5.3 DESCRIÇÃO DO ESTUDO DE CASO

O Estudo de Caso proposto refere-se a um projeto de instalação de um SFRC

integrado ao telhado de uma residência fictícia, cujo consumo de energia elétrica anual é

modelado e aproximado da curva de carga diária estimada para a classe residencial no Brasil.

O estudo apresentado por Benedito (2009), para determinar o período de tempo em

que o custo de geração de energia elétrica, por meio de SFCR, tende a igualar-se a tarifa

residencial média de energia no Brasil, mostrou que, em um cenário moderado, o tempo

médio de equiparação seria de sete anos. Entre as 16 cidades analisadas, Rio de Janeiro é a

cidade cuja paridade tarifária ocorreria no mesmo período correspondente a média nacional.

Embora outras localidades apresentam maior potencial de aproveitamento da energia solar

disponível, essa cidade foi a escolhida para a localização de instalação do SFCR, uma vez

que apresenta um valor próximo a média nacional de irradiação solar.

Além dos métodos conhecidos de avaliação da viabilidade econômica de um projeto,

VPL (Valor Presente Líquido), TIR (Taxa Interna de Retorno) e PAYBACK, é utilizada uma

métrica conhecida como LCOE. Ao invés de considerar apenas a relação da unidade

monetária, pela unidade de potência instalada, o LCOE fornece o valor real, usualmente em

centavos/kWh, da energia produzida. Esta, por sua vez, depende do desempenho do SFCR,

dos custos do sistema, dos custos de operação e manutenção durante todo o ciclo de vida do

sistema. O LCOE pode ser utilizado para comparação direta com o custo de geração por

outras fontes de energia. Em outras palavras, o LCOE representa o custo do financiamento, da

instalação e de operação do SFCR por unidade de eletricidade gerada durante o ciclo de vida

do sistema e contabiliza as taxas de crédito e pagamentos de incentivo à energia gerada.

Todos os valores de custos dos equipamentos, mão de obra, projeto, instalação e

tarifas, são convertidos para o dólar americano conforme cotação publicada pelo Banco

Central do Brasil (BACEN). Outros dados de natureza técnica e financeira como, por

exemplo, escolha dos módulos fotovoltaicos e inversor, custos de instalação, taxas e perfil de

consumo da unidade consumidora são apresentados.

36

5.3.1 Inflação, taxa de desconto e tarifa de energia elétrica

Benedito (2009) e outros autores, ao avaliarem a viabilidade econômica de SFCR, têm

sugerido considerar o reajuste da tarifa de energia elétrica como um valor crescente ao longo

do tempo e acima do valor da inflação. Esta tendência não tem se verificado nos últimos

anos, uma vez que a tarifa de energia elétrica subiu 10,49%, entre 2008 e 2011, enquanto que

o índice oficial de inflação, IPCA (Índice Nacional de Preços ao Consumidor Amplo), foi de

23,98% no mesmo período (DIEESE, 2012).

A Tabela 3 mostra dados da evolução do valor (sem impostos) da tarifa de energia

elétrica para o consumidor residencial B1 atendidos pela LIGHT-Rio de Janeiro e a inflação

acumulada no ano, apurada nos meses indicados.

Tabela 3 - Variação do tarifa de energia elétrica (LIGHT-Rio) e da inflação (IPCA).

Tarifa classe B1- residencial sem impostos Inflação - IPCA

Período Valor Reajuste Período Valor

2011-2012 0,34304 7,98% mai/12 4,99%

2010-2011 0,31769 2,01% mai/11 6,55%

2009-2010 0,31143 -0,09% mai/10 5,22%

2008-2009 0,31172 3,29% mai/09 5,20%

2007-2008 0,30180 -5,30% mai/08 5,58%

2006-2007 0,31869 -3,97% mai/07 3,18%

2005-2006 0,33188 7,28% mai/06 4,23%

2004-2005 0,30937

mai/05 8,05%

Acumulado 10,88%

51,91%

Fonte: Elaborado de ANEEL e IBGE.

A tarifa de energia elétrica, com impostos, para os consumidores da classe B1 com

consumo acima de 300 kWh/mês, atendidos pela distribuidora de energia LIGHT – Rio de

Janeiro, vigente até 6 de novembro de 2012, e convertido para a moeda americana, é de

0.2609 US$/kWh. Este será o valor da tarifa utilizado no ciclo de vida do projeto e será

corrigido pelo índice da inflação.

A taxa de desconto adequada deve contemplar o custo de oportunidade de aplicação do

capital investido no SFCR em um investimento de baixo risco como, por exemplo, títulos da

37

dívida pública ou conta poupança. Contudo, é considerada uma taxa real de 3% que, ao

considerar um índice de inflação de 5%, resulta numa taxa nominal de desconto de 8.15%.

Esta taxa é um parâmetro utilizado para o cálculo do VPL que, por sua vez, determinará a

viabilidade econômica do projeto. Será economicamente viável o projeto quando o VPL

resultar em um valor positivo.

Alternativamente, poderia utilizar-se como parâmetro de viabilidade econômica do

projeto, uma taxa interna de retorno (TIR) superior à taxa nominal de desconto ou a uma taxa

mínima de atratividade (TMA), devido o longo período de vida do sistema (estimado em 25

anos), o valor investido, os riscos devido às incertezas de desempenho do sistema e do cenário

regulatório e econômico.

5.3.2 Painéis fotovoltaicos e inversor

A capacidade de potência total do sistema foi projetada de maneira a atender

aproximadamente 60% da demanda média anual de energia elétrica, estimada em 7006 kWh.

Na pesquisa de preços dos módulos fotovoltaicos e inversor foram considerados

equipamentos que atendessem a um padrão internacional de qualidade e eficiência e que, para

o módulo, a garantia de geração atingisse o ciclo de vida do projeto (25 anos) e para o

inversor, uma eficiência mínima de conversão de 95%, com transformador de acoplamento e

outros dispositivos de proteção. O módulo fotovoltaico escolhido foi o Sharp ND-L240Q2 e o

inversor escolhido foi o SMA SB 3000 HF. Com doze módulos, ligados em série, atinge-se a

capacidade de potência instalada de 2,88 kWp, cuja geração anual de energia elétrica é

avaliada em 4443 kWh por ano, conforme as condições de irradiação do local escolhido e

eficiência do sistema.

5.3.3 Outros custos

Além do custo de aquisição dos módulos e do inversor, outras despesas têm forte

impacto no custo final do sistema. É necessário considerar os valores monetários relativos a

projeto, instalação, cabos e conectores, proteção eletromecânica, estrutura de fixação e

suporte, manutenção e operação, e, em alguns casos, a aquisição do medidor de energia, frete,

estudos de viabilidade técnica, encargos e taxas de conexão à rede.

38

Além disso, é considerado como custo variável o valor de 1% do montante inicial

investido a título de manutenção e substituição de componentes do sistema (exceto os

módulos e inversor) durante o ciclo de vida da instalação.

5.3.4 Distribuição dos custos

A distribuição dos custos aproximada é apresentada, conforme ilustra a Figura 5, com

base na estimativa de empresas do ramo de sistemas fotovoltaicos.

Figura 5 - Distribuição dos Custos de SFCR.

Os preços sugeridos para os módulos e o inversor podem ser consultados no apêndice

e foram obtidos através de pesquisa por meio da internet, em consulta a site de empresa

especializada no caso da aquisição no mercado nacional e por uma média de preços, também

divulgados em empresas que mantêm site de comércio eletrônico, no caso de aquisição por

importação direta.

Os valores do SFCR cotados no mercado nacional são aqueles constante na Tabela 4 .

Tabela 4 - Custo do SFRC no mercado nacional.

Componente Custo do SFCR (US$) Participação

Unitário Total Custo Total

Módulos 899.500 10794.00 57,24%

Inversor 3350.00 3350.00 17,76%

Outros - 565.76 3,00%

Instalação - 3771.73 20,00%

Projeto - 377.17 2,00%

Total 18858.667 100,00%

39

O preço dos módulos e inversor cotados no mercado exterior, através de importação

direta, sofrem a incidência de impostos e taxas. Benedito (2009) determinou o valor final de

aquisição desses equipamentos com as respectivas tributações cujos percentuais sobre o custo

do módulo somado ao custo do inversor foram utilizados para o presente Estudo de Caso.

Dessa forma, os valores de aquisição dos módulos através da importação podem ser

consultados na Tabela 5. Os custos de projeto, instalação e outros foram mantidos como uma

fração do custo dos módulos somado ao custo do inversor.

Tabela 5 - Preços dos módulos de inversor importados com incidência de taxas.

Componente

Módulos Inversor

Percentual sobre

módulo + inversor

Preço

(US$)

Percentual sobre

módulo + inversor

Preço

(US$)

Preço médio

515.29

1804.22

Transporte e seguro 10,00% 51.53 10,5% 189.92

Imposto de Importação 13,20% 68.02 15,8% 284.88

IPI 0,00% 0.00 18,4% 332.36

PIS_COFINS 11,20% 57.71 13,2% 237.40

Despachante aduaneiro 10,00% 51.53 10,5% 189.92

ICMS 0,00% 0.00 23,7% 427.32

Total 44,40% 228.79 92,11% 1661.78

Preço final (US$) 744,08 3466,00

O custo final do SFRC após a tributação dos módulos e inversor, são os indicados na

Tabela 6.

Tabela 6 - Custo final do SFCR através de importação direta.

Componente Custo do SFCR (US$)

Participação Custo Total Unitário Total

Módulos 744.084 8929.00 54,03%

Inversor 3466.00 3466.00 20,97%

Outros - 495.800 3,00%

Instalação - 3305.335 20,00%

Projeto - 330.533 2,00%

Total 16526.673 100,00%

A composição do custo inicial investido, considerando a aquisição nacional dos

módulos e inversor, é ilustrada pela Figura 6.

40

Figura 6 - Relação do custo inicial do investimento - aquisição nacional.

A composição do investimento inicial, considerando a aquisição por importação dos

módulos e inversor, é ilustrada pela Figura 7.

Figura 7 - Relação do custo inicial do investimento – aquisição por importação direta.

É importante destacar das Figuras 6 e 7 que o valor expresso em ₵/kWh relaciona o

valor inicial investido com a energia gerada total estimada durante o ciclo de vida da

instalação. Esse valor não reflete o custo do financiamento, da instalação, da operação e

manutenção do SFCR e, também, do desempenho do sistema. A dimensão real dessa relação é

dada pelo valor do LCOE e será determinado através do Estudo de Caso.

41

5.3.5 Perfil de consumo

São escassos os dados públicos sobre as curvas de carga horária média para as

unidades consumidoras de energia elétrica conectadas em baixa tensão. A Figura 8 ilustra

curvas de cargas típicas para diferentes setores, conforme documento de divulgação do Centro

Nacional de Operação do Sistema (CNOS), órgão vinculado ao Operador Nacional do

Sistema Elétrico (ONS).

Para o setor comercial no Brasil, o investimento em SFCR para geração de energia

elétrica torna-se factível, considerando que o período de maior consumo de energia elétrica

coincide com o período de maior geração de energia. A Figura 9 ilustra o perfil de consumo

médio anual, apurado para dias úteis da semana uma região com atividade

predominantemente comercial da cidade de São Paulo, conforme estudo realizado por Jardini

(2000) e a energia média anual gerada por um SFCR.

50

70

90

110

130

150

170

190

1 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23

MW

200

400

600

800

1000

1200

1400

1600

1800

1 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23

MW

Residencial

80

180

280

380

480

580

1 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23

MW

Comercial

1000

1200

1400

1600

1800

2000

2200

2400

1 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23

MW

Industrial Iluminação pública

Figura 8 - Curva de carga típica do Sistema Interligado Nacional.

Fonte: ONS.

42

Figura 9 - Perfil de consumo para uma atividade comercial.

Fonte: Elaborada de Jardini (2009).

Os dados para a determinação do perfil de consumo de energia elétrica utilizados no

Estudo de Caso são aproximados pela curva representativa dos consumidores residenciais

conectados em baixa tensão. A escolha justifica-se pela relevância da classe residencial em

termos de energia elétrica consumida e do número de unidades consumidoras conectadas à

rede de distribuição em baixa tensão. Cerca de 56% do consumo de energia elétrica é devido

à participação do mercado de baixa tensão e 60% deste mercado corresponde aos

consumidores residenciais (ANEEL, 2010). Desta forma, a classe residencial responde por

aproximadamente 33,6 % do consumo total de energia elétrica no Brasil. A informação que

consta no Sistema de Apoio à Decisão (SAD) da Agência Nacional de Energia Elétrica

(Aneel), com dados atualizados até fevereiro de 2012, aponta para um número de 72,7

milhões de unidades consumidoras (NUC) de energia e que 61,54 milhões representam a

classe residencial (AGENCIA BRASIL, 2012).

Os gráficos 10a e 10b da Figura 10 ilustram a composição do mercado de energia

elétrica no Brasil em termos NUC e da participação do mercado de baixa tensão no consumo

total de energia elétrica, respectivamente. A fatia do mercado de baixa tensão que

corresponde à classe residencial é mostrada na Figura 10c.

43

Figura 10 - Segregação do mercado de energia elétrica.

Fonte: Adaptado de ANEEL (2010).

A Figura 11 ilustra o perfil de consumo pela demanda de energia média horária para

alguns meses típicos e a média horária anual, considerados para o presente Estudo de Caso.

Figura 11 - Perfil residencial de consumo médio horário anual e mensal estimado para o

Estudo de Caso.

5.3.6 Outros dados relevantes

Além dos dados apresentados e discutidos previamente, outros que afetam o

desempenho e a viabilidade do SFR são listados:

- O sistema de remuneração da energia gerada é o netmetering, de acordo com o

modelo adotado no Brasil;

44

- O valor líquido da energia elétrica é calculado a cada hora e o excedente da

energia gerada, isto é, a energia que não foi consumida e foi injetada na rede elétrica, é

compensado nas horas em que o consumo é maior que a geração;

- Toda a energia gerada no ciclo de vida do sistema é compensada;

- É estipulado um valor percentual de degradação do sistema de 0.5% ao ano

devido à perda de eficiência dos módulos e outros componentes;

- Não há taxas e impostos incidentes sobre a energia gerada;

- Não foram considerados eventuais sombreamentos sobre a instalação e nem

perdas por variação da temperatura nos módulos;

- O ângulo de inclinação dos módulos em relação ao plano horizontal é igual ao

ângulo correspondente à latitude com orientação para o norte;

- Estipulado que 1% do total do investimento é gasto anualmente na operação e

manutenção do SFRC e que no décimo quinto ano é previsto um gasto adicional de 1500 US$

para a substituição do inversor;

- A área mínima necessária para instalação do SFRC é de 20m2.

5.3.7 Desempenho do SFCR

A Figura 12 ilustra a geração anual de energia elétrica pelo sistema, cujo o total

no final do período de 25 anos é avaliado em 104661,21 kWh.

Figura 12 - Estimativa da geração anual de energia elétrica.

A contribuição da energia elétrica gerada pelo SFRC pode ser melhor visualizada

pela Figura 13, cujos valores correspondem à média horária de todo o período avaliado,

através das curvas de demanda de energia elétrica original, da energia excedente injetada na

rede elétrica, da energia total gerada e da nova curva de consumo da unidade.

45

Figura 13 - Contribuição da energia gerada pelo SFCR.

5.4 CENÁRIOS PROPOSTOS

De posse dos dados já apresentados parte-se para a apuração dos dados para o estudo

da viabilidade econômica de implantação do SFCR.

5.4.1 Cenário 1 – Aquisição Nacional

Considera-se a aquisição dos módulos e inversor no mercado nacional.

5.4.1.1 Sem incentivos

Os dados resultante da simulação são mostrados na Tabela 7.

Tabela 7 - Resultados da simulação - aquisição nacional e sem incentivos.

Desempenho a uma taxa nominal de desconto de 8.15%

Item Valor Base

Energia gerada - ano 01 4443 kWh

Receita sem SFCR - ano 01 -1827.77 US$

Receita com SFCR - ano 01 -668.7 US$

Receita energia gerada - ano 01 1159.07 US$

LCOE Nominal 45.01 ¢/kWh

VPL -1991.82 US$

PAYBACK 13,0867 Ano

TIR 7,1 %

Fator de capacidade 17,6 %

Fator de desempenho do Sistema 82 %

46

A Figura 14 ilustra o fluxo de caixa do sistema.

Figura 14 - Fluxo de caixa do sistema - aquisição nacional e sem incentivos.

5.4.1.2 Com incentivos

Inicialmente é considerado apenas o incentivo através de financiamento de 90% do

investimento inicial, a uma taxa de juros de 6% ao ano. Os dados resultantes da simulação

são mostrados na Tabela 8.

Tabela 8 - Resultados da simulação - aquisição nacional e financiamento.


Item Valor Base






VPL 987.53 US$

PAYBACK 13,0867 Ano

TIR 10,26 %




47

Figura 15 - Fluxo de caixa do sistema - aquisição nacional e financiamento.

Para uma política de incentivo ainda mais efetiva, além do financiamento, é estipulado

o pagamento de 0.05 ¢/kWh gerado e um subsídio de 10% do custo inicial total investido. Os

dados resultante da simulação são mostrados na Tabela 9.

Tabela 9 - Resultados da simulação - aquisição nacional, financiamento e outros incentivos.


Item Valor Base






VPL 4824.16 US$

PAYBACK 10,7687 Ano

TIR 21,12 %




48

Figura 16 - Fluxo de caixa do sistema - aquisição nacional, financiamento e

outros incentivos.

5.4.2 Cenário 2 – Aquisição Por Importação Direta

A avaliação da viabilidade econômica de implantação do SFCR, considerando a

aquisição dos módulos e do inversor através de importação direta, conforme os custos já

apurados, é realizada com e sem a contribuição dos incentivos.

5.4.2.1 Sem incentivos

Os dados resultante da simulação são mostrados na Tabela 10.

Tabela 10 - Resultados da simulação – importação direta, sem incentivos.


Item Valor Base






VPL 415.01 US$

PAYBACK 11,7882 Ano

TIR 8,39 %



49


Figura 17 – Fluxo de caixa do sistema – importação direta, sem financiamento.

5.4.2.2 Com incentivos

Considera-se como incentivo a isenção total dos tributos incidentes sobre a importação

dos módulos e inversor (IPI, PIS-CONFINS e imposto sobre importação). Entretanto, são

mantidos os mesmos valores de projeto, instalação e outros custos em relação à análise sem

incentivos. Os novos valores decorrentes da desoneração da importação dos módulos e

inversor são mostrados na Tabela 11. O valor total do SFCR sofreu uma redução de 16,89 %,

enquanto que os módulos e inversor reduziram 16,9% e 36,9%, respectivamente.

Tabela 11 - Valores dos módulos e inversor importados sem incidência de impostos.

Componente Custo do SFCR (US$) Participação

Redução Unitário Total Custo Total

Módulos 618.352 7420.22 54,02% 16,90%

Inversor 2184.06 2184.06 15,90% 36,99%

Outros

495.800 3,61% 0,00%

Instalação

3305.335 24,06% 0,00%

Projeto

330.533 2,41% 0,00%

Total 13735.948 100,00% 16,89%

Os dados resultantes da simulação são mostrados na Tabela 12.

50

Tabela 12 - Resultados da simulação – importação direta, com isenção de impostos.


Item Valor Base






VPL 3205.68 US$

PAYBACK 11,7882 Ano

TIR 10,28 %




Figura 18 - Fluxo de caixa do sistema – importação direta, com isenção de impostos.

Para complementar, é analisada a combinação de incentivos do caso1, ou seja,

abatimento de 10 % do investimento inicial, financiamento de 90 % do montante total a uma

taxa de juros de 6% ao ano, exceto o pagamento de US$ 0.05 por cada kWh gerado. Os dados

resultantes da simulação são mostrados na Tabela 13.

51

Tabela 13 - Resultados da simulação – importação direta, com isenção de impostos e

financiamento.


Item Valor Base






VPL 6532.32 US$

PAYBACK 9,36578 Ano

TIR 31,39 %




Figura 19 - Fluxo de caixa do sistema – importação direta,com isenção de impostos e

financiamento.

5.4.3 Cenário 3 – Sem incentivos e sem sistema de compensação de energia

Neste cenário, é considerado que nenhum incentivo incide na geração de energia

elétrica através de SFCR. Também, não é considerado qualquer sistema de compensação de

energia. Desta forma, a energia excedente é injetada na rede e o produtor não recebe créditos

52

e tão pouco é remunerado. A Tabela 14 traz os valores para a aquisição nacional e pela

importação direta.

Tabela 14 - Resultados da simulação sem compensação do excedente gerado.

5.4.4 Cenário 4 – Restritivo

Para completar o Estudo de Caso, é proposto um cenário que responda a

condições de projeto mais restritivas. Nos cenários analisados, a instalação, o projeto e os

demais custo representaram cerca de 25 % do custo total. Benedito estimou que esses custos

representam 45% do total da instalação, pois há pouca mão de obra especializada e um

mercado fotovoltaico incipiente. Essa estimativa será usada neste cenário. A taxa de desconto

real utilizada nos outros cenários, também, é revista. É estipulada de forma que a taxa de

desconto, que é composta pela taxa real e o índice de inflação, aproxime-se do valor de

remuneração de uma aplicação sem risco. A conta poupança, por exemplo, é considerada uma

aplicação sem riscos cuja taxa de remuneração atual é estimada em 6% ao ano O fator de

desempenho do sistema é reduzido para um valor médio anual de 1307 kWh/kWp, isto é, para

cada 1 kWp instalado é gerado 1307 kWh anualmente. Este valor representa uma redução de

15% da geração de energia do SFCR. O custo de manutenção e operação é estimado em 1%

do custo inicial total, corrigido pela inflação, e a degradação anual do sistema é de 0,5%. O

sistema de compensação é o netmetering

Quanto aos incentivos, também são reduzidos. É proposto:

Subsídio de 20% nos custos dos módulos e inversor;

Financiamento de 55% do custo inicial, com juros 8,5% ao ano e pagamento

em 25 anos;

Métodos de avaliação

Aquisição de módulos e inversor

Importação Nacional

LCOE (¢/kWh) 39.66 45.01

VPL (US$) -4893.96 -7300.79

PAYBACK (Ano) 16,83 18,06

TIR (%) 5,38 4,38

53

Isenção da carga tributária sobre a aquisição dos módulos e inversor.

Os dados da simulação são resumidos na Tabela 15

Tabela 15 - Resultados da simulação - Cenário restritivo.


Item Valor Base

Energia gerada média anual 3767,84 kWh


VPL 3023.49 US$

PAYBACK 11,67 Ano

TIR 8,82 %



54

6 ANÁLISE DOS RESULTADOS

6.1 INTRODUÇÃO

Neste Capítulo, os resultados do Estudo de Caso apresentado no Capítulo 5 são

analisados e a viabilidade econômica do projeto é estudada para os cenários propostos. É

realizada uma estimativa do montante de recursos financeiros necessários para tornar

exequíveis os cenários incentivados.

6.2 VIABILIDADE ECONÔMICA

Os valores resultantes da aplicação dos métodos de estudo da venialidade econômica

de implantação de um SFCR, integrado ao telhado de uma residência, são decorrentes da

construção de 4 cenários, assim caracterizados:

Cenário 1: Aquisição dos módulos e inversor no mercado nacional;

Cenário 2: Aquisição dos módulos e inversor por importação direta;

Cenário 3: Não considera o sistema de compensação de energia (netmetering);

Cenário 4: Cenário restritivo.

Os Cenários 1 e 2 foram construídos considerando o incentivo através de um sistema de

compensação da energia gerada (netmetering) e, adicionalmente, diferentes incentivos foram

propostos:

a) Financiamento de 90 % do custo inicial total a uma taxa de juros de 6 % ao ano;

b) Subsídio de 10 % do montante inicial investido;

c) Pagamento de 5 centavos de US$ para cada kWh gerado;

d) Isenção de impostos (IPI, PIS-COFINS, ICMS) para a importação do inversor e

módulos (exceto IPI e ICMS, pois já estão isentos).

O Cenário 4 foi construído de forma avaliar restrições impostas aos incentivos e à

geração de energia pelo SFCR e de acordo com uma taxa de desconto de uma aplicação

financeira sem risco como, por exemplo, um investimento em conta poupança. Neste cenário,

o preço dos módulos é equivalente ao da aquisição por importação, sem incidência de

impostos.

A Tabela 16 mostra os resultados obtidos pela simulação dos Cenários 1 e 3.

55

Tabela 16 - Dados da análise econômica para o Estudo de Caso (Cenários 1 e 3)

A Tabela 17 mostra os resultados obtidos pela simulação dos Cenários 2 e 3.

Tabela 17 - Dados da análise econômica para o Estudo de Caso (Cenários 2 e 3)

A Tabela 18 apresenta os dados para o Cenário 4, considerando os incentivos

apresentados na seção 5.3.11.

Tabela 18 - Dados da análise econômica para o Estudo de Caso (Cenário 4)

Métodos de avaliação Sem incentivos Com incentivos

Sem netmetering Com netmetering a a+b+c

LCOE (¢/kWh) 45.01 45.01 38.38 29.85

VPL (US$) -7300.79 -1991.82 987.53 4824.16

PAYBACK (Ano) 18.06 13.0867 13.0867 10.7687

TIR (%) 4.38 7.1 10.26 21.12

Métodos de avaliação

Sem incentivos Com incentivos

Sem netmetering Com netmetering a a+b+d

LCOE (¢/kWh) 39.66 39.66 33.45 26.05

VPL (US$) -4893.96 415.01 3205.68 6532.32

PAYBACK (Ano) 16.83 11.7882 11.7882 9365.78

TIR (%) 5.38 8.39 10.28 31.39

Métodos de avaliação Com netmetering

LCOE (¢/kWh) 36,07

VPL (US$) 3023,49

PAYBACK (Ano) 11,67

TIR (%) 8,82

56

A viabilidade econômica do projeto é alcançada quando o valor do VPL é igual ou

superior a zero. Nesta condição, o projeto torna-se viável economicamente no Cenário 1,

quando recebe incentivos, e no Cenário 2, independente de financiamento. Entretanto, ao

comparar a TIR desses dois cenários, com a taxa de desconto de 8,15% adotada, verifica-se

que os valores ficam próximos entre si. A mesma observação repete-se para o Cenário 2 com

o incentivo através de financiamento. Desta forma, caso o investidor tenha preestabelecido

uma taxa mínima de atratividade (TMA), cujo valor representa o mínimo que um investidor se

propõe a ganhar quando faz um investimento, o projeto pode tornar-se inexequível.

Verifica-se que, entre os Cenários 1 e 3, a aquisição dos módulos através de importação

direta é mais vantajosa economicamente que através da aquisição no mercado nacional, pois

reflete na redução dos preços sobre os itens que têm maior peso na distribuição dos custos do

SFCR.

O Cenário 4, mesmo com a redução da geração de energia e dos incentivos, tornou-se

economicamente viável devido à redução de 2,10 % na taxa nominal de desconto adotada.

É importante destacar impacto do incentivo através da utilização de um sistema de

compensação de energia (netmetering). Em ambos os Cenários, caso a energia gerada

excedente e injetada na rede não fosse compensada sob a forma de créditos futuros, ou através

de remuneração, elevaria o tempo de retorno do capital investido e outros incentivos poderiam

ser insuficientes para tornar o projeto viável.

Apenas no Cenário 2, com incentivos sob a forma de financiamento, redução de

impostos e subsídio de capital, a paridade tarifária foi estabelecida. O custo da energia elétrica

produzida situa-se próximo do valor pago pela energia elétrica consumida na unidade

microgeradora, como indica o valor do LCOE.

Como esperado, na medida em que outras formas de incentivo incidam sobre o valor

investido, mais atrativo ao investidor se torna o projeto e, em menos tempo o capital investido

é recuperado.

6.3 IMPACTO FINANCEIRO DOS INCENTIVOS

Para estimar o montante financeiro envolvido na concessão dos incentivos é

estabelecido como meta inicial a potência de 1 GWp de capacidade total instalada pela

implantação de SFCR. A potência base para cada unidade geradora é a que foi estipulada no

Estudo de Caso avaliado, ou seja, 2,88 kWp. Sendo assim, o número de unidades geradoras

(NUG) necessárias para atingir a meta é obtido através da divisão da meta (1000 MWp) pela

57

potência base (0.00288 MWp), onde o resultado é de, aproximadamente, 347 223 unidades

geradoras. Este valor representa apenas 0,56 % do número de unidades consumidoras (NUC)

de energia elétrica da classe residencial no Brasil.

A seguir são apresentadas estimativas do montante de recursos financeiros necessários

para a aplicação dos incentivos no pagamento pela kWh gerado e pelo subsídio do

investimento inicial.

6.3.1 Incentivo pelo pagamento à geração

No Estudo de Caso foi proposto o pagamento de cinco centavos para cada kWh gerado

pela unidade de microgeração. A geração de energia estimada durante o ciclo de vida do

projeto (25 anos) foi estimada em aproximadamente 104661,24 kWh. Desta forma, ao

multiplicar energia gerada pelo valor a ser pago, resulta no valor de US$ 5233.06.

Para calcular o valor total necessário para atingir a meta de potência estipulada

inicialmente (1GW), basta multiplicar o valor pago a uma unidade (US$ 5233.06) pelo

número necessário de unidades geradoras (347223). Portanto, em 25 anos, o valor é de

aproximadamente US$ 1,8 bilhões. Como no sistema de remuneração de energia gerada feed-

in tariff (tarifa FIT), esse valor é diluído no faturamento de todas as unidades consumidoras

de energia elétrica, estimada em 72,7 milhões de unidades no Brasil.

Com uma geração média anual de energia por cada SFCR, em torno de 4186,448 kWh,

o custo anual pelo pagamento seria de US$ 209.32 para cada unidade de microgeração e se a

meta 1 GWp é alcançada, o custo anual do pagamento de 5 centavos por kWh gerado é

estimado em US$ 72,68 milhões. Este valor representaria anualmente apenas em US$ 1 à

conta de energia elétrica de cada unidade consumidora de energia elétrica no Brasil.

6.3.2 Incentivo pelo subsídio ao capital investido

No Estudo de Caso foi proposto um subsídio de 10% do valor inicial investido na

unidade de microgeração através de um SFCR. Para calcular o valor total necessário para

atingir a meta de potência estipulada inicialmente (1GW), basta multiplicar o valor do

subsídio a uma unidade geradora pelo número necessário de unidades geradoras (347223).

No Cenário 1 do Estudo de Caso, o valor inicial total do investimento é de US$

18858.7 e no Cenário 2, considerando a redução de impostos na aquisição dos módulos e

inversor, é de US$ 13735,95. Desta forma, o montante financeiro total para viabilizar esse

58

incentivo é de aproximadamente US$ 654,82 milhões e de US$ 476,94 milhões para os

Cenários 1 e 2, respectivamente.

6.3.3 Metas de potência instalada e energia gerada

A estimativa dos recursos necessários para alcançar a meta de 1 GWp, instalado

através de SFCR, cuja potência instalada média é de 2.88 kWp, é estendida a outras metas de

potência conforme mostra a Tabela 19.

Tabela 19 - Estimativa de recurso para incentivos conforme metas de potência.

A Tabela 20 mostra a energia, em TWh, gerada pelo conjunto de SFRC ao longo dos

10 anos iniciais, do período de 25 anos do projeto e da média anual, conforme metas de

potência estabelecidas.

Tabela 20 - Energia elétrica gerada pelo total de unidades geradoras.

Meta NUG NUG

relativo ao

Pagamento anual de 5

centavos (US$)

Custo anual Subsídio de 10 %

(US$)

(MWp) Necessário NUC

residencial

Custo anual

total

Custo anual

por residência Cenário 1 Cenário 2

57,6 20000 0,03% 4.186.448 0.058 37.717.400 27.471.896

144 50000 0,08% 10.466.121 0.144 94.293.500 68.679.740

288 100000 0,16% 20.932.242 0.288 188.587.000 137.359.480

1000 347223 0,56% 72.681.396 1.000 654.815.972 476.943.707

2000 694444 1,13% 145.362.792 1.999 1.309.631.944 953.885.278

3000 1041667 1,69% 218.044.188 2.999 1.96.4447.917 1.430.827.917

4000 1388889 2,26% 290.725.583 3.999 2.619.263.889 1.907.770.556

5000 1736111 2,82% 363.406.979 4.999 3.274.079.861 2.384.713.194

Meta NUG Energia gerada (TWh)

(MWp) Necessário 25 anos 10 anos 1 ano

57,6 20000 2,093 0,869 0,084

144 50000 5,233 2,172 0,209

288 100000 10,466 4,344 0,419

1000 347223 36,341 15,085 1,454

2000 694444 72,681 30,170 2,907

3000 1041667 109,022 45,255 4,361

4000 1388889 145,363 60,339 5,815

5000 1736111 181,703 75,424 7,268

59

7 CONCLUSÕES

No contexto mundial, algumas estratégias têm sido adotadas para incentivar a geração

distribuída de eletricidade a partir de fontes renováveis, em níveis de tensão de distribuição.

Os principais mecanismos encontrados foram:

Sistema de feed-in tariff, ou tarifa FIT;

Sistema de quotas de energia;

Sistema de compensação de energia (netmetering).

O número de países com metas ou políticas de incentivo à geração de energia, por

meio de fontes renováveis, mais do que duplicou entre 2005 e o início de 2011, aumentando

de 55 para 118 (REN21, 2011). Entre todas as políticas de incentivo à geração de eletricidade

por fontes renováveis, a tarifa feed-in (FIT) e o sistema de quotas são os mais empregados

pelas autoridades nacionais e governos regionais. Em relação à microgeração distribuída de

energia elétrica, a tarifa FIT é o principal mecanismo de incentivo e a fonte de energia

predominante é a energia solar, através da tecnologia dos sistemas fotovoltaicos conectados à

rede. Historicamente, as tarifas FIT mais altas foram definidas para sistemas solares

fotovoltaicos de até 30 kW (EIA, 2011), devido ao custo do kW instalado ser relativamente

mais elevado frente a outras fontes, mas observa-se a diminuição dos custos de produção dos

módulos solares fotovoltaicos e, consequentemente, declínio dos preços de mercado. O

presente trabalho aponta para uma redução de 16,62 % no custo de aquisição dos módulos

fotovoltaicos, através da importação direta em relação ao custo estimado por Benedito (2009).

No Brasil, a microgeração de energia por fontes renováveis começa a tomar forma

com as novas regras trazidas pela Agência Nacional de Energia Elétrica, através da Resolução

Normativa nº 482, de 17 de abril de 2012. Esta resolução tem por objetivo estimular a geração

distribuída de energia elétrica por microgeradores (até 100 kW) e minigeradores (entre 100

kW e 1 MW), além de criar e regular um sistema de compensação de energia, o netmetering.

A referida resolução traz significativos avanços no sentido de reduzir a barreira regulatória à

microgeração distribuída, porém falha ao transferir, exclusivamente, às companhias

distribuidoras de energia elétrica a responsabilidade pela definição de padrões e normas para

integração dos micros e minigeradores à rede. Outro ponto negativo é que, mesmo que a

unidade supra sua demanda de energia elétrica, há cobrança do valor referente ao custo de

disponibilidade para o consumidor do grupo B, ou da demanda contratada para o consumidor

do grupo A. Ainda assim, apresenta muitos aspectos positivos como a dispensa de celebração

60

de contratos específicos (CUSD e CCD) e da realização de estudos elétricos e operacionais

para integração das plantas na rede até 100 kW.

A microgeração distribuída pode ser economicamente viável em áreas de concessão

onde a tarifa de energia elétrica, com impostos, seja equivalente aos valores de produção da

fonte de geração distribuída a ser considerada, ou seja, quando é estabelecida uma paridade

tarifária. Os incentivos regulatórios, fiscais e de financiamento são aplicados de maneira a

estabelecer a paridade tarifária e permitem o surgimento de um mercado e de uma cadeia

produtiva consolidados por estimular o uso da fonte renovável em questão. O impacto destes

incentivos foi avaliado através de um Estudo de Caso aplicado aos sistemas fotovoltaicos

conectados à rede. A viabilidade econômica de implantação de um SFCR, integrado ao

telhado de uma residência, foi avaliada considerando diferentes cenários com combinações de

incentivos. Entre os cenários propostos, a paridade tarifária foi estabelecida apenas naquele

em que os módulos e inversor foram adquiridos através de importação direta, com

financiamento do custo inicial, redução de impostos e subsídio de capital. A combinação de

incentivos proposta estabelece:

Financiamento de 90 % do custo inicial total a uma taxa de juros de 6 % ao ano;

Subsídio de 10 % do montante inicial investido;

Isenção de impostos (IPI, PIS-COFINS, ICMS) para a importação do inversor e

módulos (exceto IPI e ICMS, pois já estão isentos).

Mesmo não atingindo a paridade, outros cenários mostraram-se economicamente

viáveis, até mesmo, sem incentivos adicionais, como é o caso da importação direta dos

módulos e inversor. Mostrou-se viável, até mesmo, o cenário mais restritivo, no qual é

estimada uma redução média de 15% da energia gerada anualmente, subsídio de 20% apenas

nos custos dos módulos e inversor, financiamento de 55% do custo inicial, com juros 8,5% ao

ano e isenção da carga tributária sobre a aquisição dos módulos e inversor. É importante

destacar que o sistema de compensação de energia (netmetering) revelou-se um instrumento

de incentivo decisivo na viabilidade econômica dos cenários propostos.

Embora a participação dos SFCR como a tecnologia de maior impacto em relação à

microgeração distribuída seja uma tendência mundial, no Brasil, ainda há barreiras

econômicas para sua inserção, devido ao seu alto custo e a falta de uma cadeira produtiva

consolidada. Entre as formas de aquisição dos módulos fotovoltaicos, a que apresentou o

maior custo, foi pela aquisição no mercado nacional. Verificou-se que este custo, em relação

ao modelo utilizado no Estudo de Caso é, aproximadamente, 75 % superior a média de preços

(sem impostos) pesquisados no mercado exterior.

61

Além dos custos de aquisição dos módulos e inversores, outras despesas têm forte

impacto no custo final do sistema: custos de projeto, instalação, cabos e conectores, proteção

eletromecânica, estrutura de fixação e suporte, manutenção e operação, aquisição do medidor

de energia, frete, estudos de viabilidade técnica, encargos e taxas de conexão à rede. No

Estudo de Caso apresentado, esses custos foram estimados e podem representar entre 20 % a

50 % do custo final do SFCR.

O estudo da viabilidade econômica do SFCR não se impõe como uma referência à

implantação de SFCR e, tão pouco, como uma generalização. Há uma combinação de fatores

que impactam diretamente no desempenho e, consequentemente, na viabilidade econômica do

SFCR. Algumas premissas de projeto foram adotas de forma a conduzir o estudo à realidade

do local escolhido tais como, valores da tarifa de energia elétrica, níveis de irradiação solar,

sombreamento da instalação, inclinação e orientação dos módulos, perfil de consumo e

demanda de energia elétrica. Outras premissas de projeto refletem o panorama nacional, como

as taxas de desconto adotadas, cotação da moeda, o reajuste da tarifa de energia e o índice de

inflação. A escolha dos módulos e inversor não considerou o critério de menor preço e, sim,

de confiabilidade, desempenho e durabilidade. Outro fator a ser considerado diz respeito ao

ciclo de vida do projeto. Considerou-se um período de 25 anos, embora muitos projetos

estendam a 30 anos. Além dos fatores técnicos que influenciam diretamente no desempenho

do SFCR, cabe destacar o impacto que a taxa de desconto tem sobre a viabilidade econômica

do projeto.

O estudo apresentado procurou, também, avaliar o montante financeiro envolvido na

concessão dos incentivos e o montante de energia gerada, de acordo com a capacidade total

instalada. Considerando o custo inicial investido, através da importação direta dos módulos e

inversor, e uma meta de 1 GWp de potência instalada por SFCR, estima-se que o subsídio de

capital de 10% do investimento inicial, atinja aproximadamente US$ 475 milhões, enquanto

que o pagamento de US$ 0,05 para cada kWh gerado acrescente anualmente apenas US$ 1,00

para cada unidade consumidora de energia elétrica no Brasil. Ainda, para atingir a meta

estipulada seria necessário apenas 0,56% do total de unidades consumidoras da classe

residencial no Brasil, cada uma com SFCR de 2,80 kWp de capacidade instalada. Estima-se

que 1 GWp de potência instalada seria suficiente para gerar a energia elétrica equivalente a

15,08 TWh num período de 10 anos.

A projeção do impacto na matriz energética brasileira pela geração de energia elétrica,

através de SFCR, pode ser melhor avaliada em estudo complementar. Considerando os dados

apresentados na Tabela 20 (Capítulo 6), estima-se que 5 GW de potência instalada por SFCR

62

seriam suficientes para suprir o aumento da demanda e energia elétrica da classe residencial

brasileira no horizonte de 10 anos (2011-2021), conforme dados apresentados pela Empresa

de Pesquisa Energética – EPE. Ainda, é sugerido para futuros trabalhos, entre outros tópicos,

o estudo das fontes de financiamento dos incentivos, do impacto econômico e ambiental

frente à geração de energia por meio de recursos energéticos não renováveis, do efeito e do

recebimento de recursos para a mitigação da emissão das emissões de gases de efeito estufa,

da geração de renda e emprego pelo estabelecimento de um mercado de energia solar

impulsionado por microgeradores e, até mesmo, um estudo comparativo da geração de

energia elétrica através de SFCR e a geração através dos recursos hídricos.

O cenário atual revela-se favorável a inserção da energia solar fotovoltaica na matriz

energética brasileira devido, principalmente, ao enorme potencial para aproveitamento da

energia solar no território nacional e a expressiva queda, verificada nos últimos anos, dos

preços dos módulos fotovoltaicos e inversores. O atlas brasileiro de energia solar informa que

o valor de irradiação solar global incidente em qualquer lugar do território brasileiro é cerca

de 20% a 178% superior ao incidente na Alemanha. Dessa forma, não se pode creditar ao

acaso que, atualmente, a Alemanha seja o principal mercado fotovoltaico mundial, com 24,7

GW de capacidade total instalada até o final de 2011, mas porque promove políticas de

incentivo sobre a demanda e o desenvolvimento da indústria fotovoltaica, e toda sua cadeia

produtiva.

Concluindo, buscou-se mostrar que os incentivos fiscais, de subsídio e financiamento

do capital aliados às políticas públicas e regulatórias são fundamentais para o sucesso da

inserção da energia fotovoltaica na matriz elétrica brasileira.

63

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67

APÊNDICE

A pesquisa de preços, realizada em 20 de junho de 2012 do módulo Sharp ND-L240Q2

no mercado externo resultou nos valores indicados na Tabela 21, com seus respectivos

endereços eletrônicos:

Tabela 21 - Preços no mercado externo do módulo fotovoltaico Sharp ND-L240Q2.

Empresa Endereço Eletrônico Valor

(US$)

Directpv http://www.directpv.com/en/sharp-solar-panels/929-sharp-nd-

l240q2.html

507,88

CivicSolar http://www.civicsolar.com/product/sharp-nd-l240q2-240watt-solar-panel 525,00

Vanguard

Solar

http://www.vanguardsolartechnologies.com/catalog/item/6963803/8956

724.htm

503,03

Em relação ao inversor, modelo SMA SB 3000 HF, os preços são os indicados na

Tabela 22

Tabela 22 - Preços no mercado externo do inversor SMA SB 3000 HF.

Empresa Endereço Eletrônico Valor

(US$)

Directpv http://www.directpv.com/en/sma-america-inverters/338-sma-

sb3000hfus-30.html 2039,59

CivicSolar http://www.civicsolar.com/product/sma-sunny-boy-3000-hf-us 1754,14

Infinigi http://www.infinigi.com/sma-sunny-boy-sb-3000hfus-high-frequency-

inverter-p-3093.html 1618,93

A Figura 20 ilustra o orçamento recebido através de consulta ao site da empresa Apolo

Energia, em 19 de junho de 2012.

http://www.directpv.com/en/sharp-solar-panels/929-sharp-nd-l240q2.html

http://www.directpv.com/en/sharp-solar-panels/929-sharp-nd-l240q2.html

http://www.civicsolar.com/product/sharp-nd-l240q2-240watt-solar-panel

http://www.vanguardsolartechnologies.com/catalog/item/6963803/8956724.htm%20503,03

http://www.vanguardsolartechnologies.com/catalog/item/6963803/8956724.htm%20503,03

http://www.directpv.com/en/sma-america-inverters/338-sma-sb3000hfus-30.html

http://www.directpv.com/en/sma-america-inverters/338-sma-sb3000hfus-30.html

http://www.civicsolar.com/product/sma-sunny-boy-3000-hf-us

http://www.infinigi.com/sma-sunny-boy-sb-3000hfus-high-frequency-inverter-p-3093.html

http://www.infinigi.com/sma-sunny-boy-sb-3000hfus-high-frequency-inverter-p-3093.html

68

Figura 20 - Consulta de preço no mercado nacional.

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ELTON FAGUNDES BERTOI ANÁLISE DOS … · 2013-10-03 · Monografia apresentada ao Programa de Pós-Graduação em Engenharia ... Conexão do sistema fotovoltaico à rede de energia