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Centro Federal de Educação Tecnológica
Departamento de Engenharia Elétrica
Engenharia Elétrica
ESTUDO DE IMPLANTAÇÃO DE UMA USINA
FOTOVOLTAICA NO NORT E DE MINAS
Bernardo Oliveira Ramos
22/01/2015
Bernardo Oliveira Ramos
ESTUDO DE IMPLANTAÇÃO DE UMA USINA
FOTOVOLTAICA NO NORT E DE MINAS
Trabalho de conclusão de curso submetida
à banca examinadora designada pelo
Colegiado do Departamento de Engenharia
Elétrica do Centro Federal de Educação
Tecnológica e Minas Gerais, como parte dos
requisitos necessários à obtenção do grau
de Bacharel em Engenharia Elétrica.
Área de Concentração: Energia Solar
Orientador(a):Drª Patrícia Jota
Centro Federal de Educação Tecnológica
Belo Horizonte
Centro Federal de Educação Tecnológica de Minas Gerais
2015
Folha de Aprovação a ser anexada
Aos meus pais, irmão e amigos que
me apoiaram até o fim dessa fase.
Agradecimentos
Agradeço primeiramente a Deus por ter me agraciado de conseguir a conclusão
desse trabalho.
Agradeço aos meus pais, Eneida Elizabeth Oliveira Ramos e Sebastião Emílio
Ramos, pelo apoio e dedicação ao longo de toda a minha vida e do esforço incondicional
que sempre aplicaram não somente na vida acadêmica quanto na vida pessoal.
Agradeço aos meus professores orientadores, principalmente a professora, Drᵃ Patrícia
Jota que me instruiu na realização desse trabalho.
i
Resumo
Este trabalho apresenta um estudo técnico e financeiro sobre a implantação de
uma usina fotovoltaica com potência instalada de 1MW no norte de Minas Gerais,
descrevendo o funcionamento e características de painéis fotovoltaicos, assim como
rendimento e efeitos depreciativos da geração. É apresentado o processo de otimização
da geração fotovoltaica desde o melhor posicionamento dos painéis, tanto referente ao
arranjo dos módulos em série e paralelo, quanto à angulação que apresenta melhor
geração média durante o ano. Por meio de um estudo de viabilidade econômica, são
realizadas análises de custos de implantação e de retorno de investimentos levando em
consideração os incentivos fiscais dos governos Federal e de Minas aprovados nos
últimos anos.
ii
Abstract
Technical and financial study on the implementation of a photovoltaic power
plant with installed capacity of 1MW in northern Minas Gerais, describing the operation
and photovoltaic panels characteristics as well as performance and suppressive effects
of the generation. Describe the optimization of photovoltaic generation as it is made
from the best positioning of the panels both referring to the arrangement of modules in
series and parallel as the angle that better average generation capacity during the year.
Through an economic feasibility study, are performed implementation of cost analysis
and return on investment taking into account the tax incentives of the Federal and Minas
governments approved in recent years.
iii
Sumário
Resumo ............................................................................................................................................ i
Abstract .......................................................................................................................................... ii
Sumário ........................................................................................................................................ iii
Lista de Figuras ........................................................................................................................... vi
Lista de Tabelas .........................................................................................................................vii
Lista de Abreviações ............................................................................................................... viii
Capítulo 1....................................................................................................................................... 9
1.1. Objetivos do Trabalho............................................................................................................................. 9
1.2. Organização do Texto........................................................................................................................... 10
1.3. Metodologia .............................................................................................................................................. 11
Capítulo 2.................................................................................................................................... 12
2.1. Célula Fotovoltaica ................................................................................................................................ 13
Células de Silício Monocristalino ............................................................................................................................ 13
Células de Silício Policristalino. ............................................................................................................................... 13
Células de Silício Amorfo. ............................................................................................................................................ 14
2.2. Módulos e Painéis Fotovoltaicos .................................................................................................... 14
2.2.1. Características Elétricas do Módulo ....................................................................................................... 14
2.2.1.1. Curva Característica I x V .................................................................................................................... 15
2.2.2. Fatores que Influenciam na Geração dos Módulos Fotovoltaicos ........................................... 16
2.3. Inversores de Frequência................................................................................................................... 18
2.3.1. Escolha de Inversores .................................................................................................................................... 19
2.4. A Energia Solar Fotovoltaica no Mundo. ..................................................................................... 19
2.4.1. Energia Fotovoltaica No Brasil .................................................................................................................. 20
2.4.2.1. Características ambientais das usinas fotovoltaicas atuais .................................................... 22
2.5. Conclusão ................................................................................................................................................... 22
Capítulo 3.................................................................................................................................... 23
3.1. Etapas de um pré-projeto .................................................................................................................. 23
3.1.1. Escolha da configuração................................................................................................................................ 24
3.1.2. Projeto de um Sistema Fotovoltaico conectado à Rede ................................................................ 24
iv
3.1.3. Dimensionamento do Gerador Fotovoltaico ...................................................................................... 25
3.1.3.1. Efeito da temperatura no gerador fotovoltaico ....................................................................... 27
3.1.4. Dimensionamento de Inversores de Frequência ............................................................................. 29
3.2. Localização da Usina............................................................................................................................. 32
3.2.1. Orientação e inclinação ideal dos painéis ............................................................................................ 34
3.2.2. Sombreamento dos painéis FV .................................................................................................................. 37
3.2.3. Dimensionamento do Diodo By-Pass ...................................................................................................... 38
3.2.4. Simulação com Software RADIASOL 2.................................................................................................... 39
3.3. Características dos Projetos.............................................................................................................. 41
3.3.1. Projeto Kyocera ................................................................................................................................................. 43
3.3.1.1. Arranjo dos Painéis ................................................................................................................................ 45
3.3.1.2. Inversores de Frequência.................................................................................................................... 46
3.3.1.3. Caixas de Controle de Arranjos. ....................................................................................................... 48
3.3.1.4. Quadro de Baixa Tensão (QGBT) ..................................................................................................... 50
3.3.1.5. Transformador Elevador de Tensão .............................................................................................. 50
3.3.1.6. Cubículo de média tensão ................................................................................................................... 52
3.3.2. Projeto TITAN..................................................................................................................................................... 53
3.3.2.1. Arranjos de Painéis ................................................................................................................................. 55
3.3.2.2. Inversores de Frequência.................................................................................................................... 56
3.3.2.3. QGBT Quadro Geral de Baixa Tensão ............................................................................................ 57
3.3.2.4. Transformador elevador de tensão e cubículo de média tensão. ................................... 58
3.4. Conclusão ................................................................................................................................................... 59
Capítulo 4.................................................................................................................................... 60
4.1. Avaliação do recurso solar ................................................................................................................ 61
4.2. Simulação de produtividade de energia por meio do RADIASOL 2 em comparação
com um sistema real. .................................................................................................................................... 62
4.3. Simulação de produtividades dos Projetos em Montes Claros ........................................ 66
4.4. Conclusão ................................................................................................................................................... 68
Capítulo 5.................................................................................................................................... 69
5.1. Políticas fiscais de Incentivo à Energia Fotovoltaica ............................................................ 69
5.1.1. Regime Especial de Incentivos para o Desenvolvimento da Infraestrutura (REIDI) .... 70
5.1.2. Resoluções Normativas 481 e 482 da ANEEL.................................................................................... 72
5.1.3. Programa Mineiro de Energia Renovável – Energia de Minas .................................................. 73
5.2. Investimento dos empreendimentos ........................................................................................... 74
5.3. Tarifa Elétrica para sistemas fotovoltaicos ............................................................................... 76
v
5.4. Tempo de Retorno ................................................................................................................................. 76
5.5. Amortização .............................................................................................................................................. 80
5.6. Valor Presente líquido (VPL) ............................................................................................................ 86
5.7. Conclusão ................................................................................................................................................... 89
Capítulo 6.................................................................................................................................... 91
6.1. Estudos Futuros ....................................................................................................................................... 92
vi
Lista de Figuras
Figura 2-1 Modelo de funcionamento de células fotovoltaicas (MOEHLECKE e ZANESCO, 2005) .................12
Figura 2-2 Célula fotovoltaica (NASCIMENTO, 2009) ......................................................................................................13
Figura 2-3 Curvas característica da corrente x tensão (TITAN, 2007) ......................................................................16
Figura 2-4 Gráficos com as curvas de carga característica dos módulos (TITAN, 2007) ....................................17
Figura 2-5 Gráfico com o efeito da temperatura na geração do módulo (BRITO, M. C.; SERRA, J. M., 2005.)
.................................................................................................................................................................................................18
Figura 3-1 Efeito da temperatura sobre a curva característica VxI de um módulo fotovoltaico
(NASCIMENTO, 2009)......................................................................................................................................................27
Figura 3-2 Gráfico que mostra a variação da eficiência do inversor com relação à temperatura. Adaptada
da (INGETEAM, 2013) .....................................................................................................................................................31
Figura 3-3 - Mapa de Radiação Solar Direta Anual(CEMIG, 2012) ..............................................................................32
Figura 3-4 Gráfico da variação de temperatura ao longo dos meses em Montes Claros (SCHWARZ, 2001) 33
Figura 3-5 Local desejado para implantação da usina fotovoltaica próximo a uma subestação CEMIG
(GOOGLE, 2014).................................................................................................................................................................34
Figura 3-6 - Modelo que descreve do norte verdadeiro (PINHO & GALDINHO, 2014) ........................................35
Figura 3-7 Posicionamento do painel de acordo com orientação e inclinação (PINHO & GALDINHO, 2014)
.................................................................................................................................................................................................36
Figura 3-8 Modelo de posição dos painéis para se reduzir o efeito de sombreamento. (SOLENERG, 2007)37
Figura 3-9 - Modelo de instalação do diodo By - Pass (BRITO, M. C.; SERRA, J. M., 2005.) ..................................39
Figura 3-10 - Gráfico gerado pelo RADIASOL 2 com as irradiações anuais de Montes claros ...........................40
Figura 3-11 - Diagrama da parte CC da planta adaptado de (ABB, 2011) .................................................................41
Figura 3-12 -Diagrama da parte CA da planta adaptado de (ABB, 2011) .................................................................42
Figura 3-13 - Princípio de funcionamento da energia solar fotovoltaica e principais equipamentos
utilizados (VILLALVA & GAZOLI, 2010) ....................................................................................................................43
Figura 3-14 - Inversor de frequência INGETEAM (INGETEAM, 2013) ......................................................................47
Figura 3-15 – Transformado resfriado a óleo mineral da COMTRAFO (COMTRAFO, 2007) .............................51
Figura 4-1 Perfis de radiação solar com valores diários com valores equivalente de HSP.(PINHO e
GALDINHO, 2014) .............................................................................................................................................................62
vii
Lista de Tabelas
Tabela 3-1 Requisitos mínimos para uma UFV de 1MW instalado (ANEEL, 2014) ...............................................25
Tabela 3-2 Tabela de irradiação média em Montes Claros obtido pelo RADIASOL 2 ...........................................40
Tabela 3-3 - Características técnicas do painel fotovoltaico Kyocera (KYOCERA, 2008) ....................................44
Tabela 3-4 Memória de Cálculo dos arranjos KYOCERA .................................................................................................45
Tabela 3-5 - Memória de cálculo do dimensionamento de inversor...........................................................................47
Tabela 3-6 Especificações do Inversor Ingecon Sun 100 TL (INGETEAM, 2013)..................................................48
Tabela 3-7 Comparativo entre modelo de caixas de controle de arranjo .................................................................49
Tabela 3-8 Especificações da caixa de controle (ADVANCED ENERGY, 2011)........................................................49
Tabela 3-9 Cálculo dos parâmetros do transformador ...................................................................................................51
Tabela 3-10 Especificações dos equipamentos de média tensão (ANEEL, 2012) ..................................................53
Tabela 3-11 Características técnicas do painel TITAN (TITAN, 2010) ......................................................................54
Tabela 3-12 Comparativo entre modelos de inversores para o projeto TITAN ......................................................56
Tabela 3-13 -Características técnicas do inversor ABB (ABB, 2011) .........................................................................57
Tabela 4-1Perdas Típicas de transmissão em um Sistema Fotovoltaico (VILLALVA e GAZOLI, 2010) ..........64
Tabela 4-2 -Valores medidos e simulados de energia gerada .......................................................................................65
Tabela 4-3 Valores de produtividade de energia dos projetos ao longo de um ano..............................................67
Tabela 5-1 Tabela com os custos de implantação da UFV ..............................................................................................75
Tabela 5-2 Tabela com o tempo de retorno Projeto KYOCERA ....................................................................................78
Tabela 5-3 Tabela com o tempo de retorno Projeto TITAN ...........................................................................................80
Tabela 5-4 Tabela com valores de Amortizações projeto KYOCERA ..........................................................................83
Tabela 5-5-Tabela com valores de Amortizações projeto TITAN ................................................................................85
Tabela 5-6 Tabela de estudo de valor presente líquido projeto KYOCERA ..............................................................88
Tabela 5-7 Tabela de estudo de valor presente líquido projeto TITAN .....................................................................89
viii
Lista de Abreviações
ANEEL Agência Nacional de Energia Elétrica
CA Corrente Alternada
CC Corrente Contínua
CEFET-MG Centro Federal de Educação Tecnológica de Minas Gerais
CGH Centrais de Geração Hidroelétrica
CEMIG Companhia Energética de Minas Gerais
COFINS Contribuição para o Financiamento da Seguridade Social
EVA Acetato de Etil-Viníla
FDI Fator de Dimensionamento de Inversores
FV Fotovoltaico
ICMS Imposto sobre a circulação de Mercadorias e Prestação de Serviços
IGBT Insulated Gate Bipolar Transistor (Transistor Bipolar de Porta Isolada)
INMETRO Instituto Nacional de Metrologia, Qualidade e Tecnologia
ISS Imposto Sobre Serviço
MG Minas Gerais
MPPT Maximum Power Point Traking (Seguidor do Ponto de Potência Máxima)
NOCT Nominal operating Cell Temperature (Temperatura Nominal de operação
da Célula)
PCH Pequenas Centrais Hidroelétricas
PIS Programa de interação social
PRODIST Procedimentos de Distribuição de Energia Elétrica
UFRGS Universidade Federal do Rio Grande do Sul
UFV Usina Fotovoltaica
Wp Watt-pico
9
Capítulo 1
Introdução
Atualmente o uso de energias renováveis está cada vez mais necessário no
mundo todo. No Brasil não é diferente. O estímulo a energias como eólica, hidroelétrica,
solar entre outras vem crescendo consideravelmente. Outra observação importante
sobre a geração de energia do Brasil é a crescente implantação de usinas menores de
capacidade de produção até 15MWp.
O Norte de Minas é uma região onde o volume de chuvas e de vento é muito
intermitente, que impossibilita a implantação de usinas como a eólica e hidroelétrica.
Porém essa Região possui uma alta incidência de radiação solar, fator necessário para
construção de energia fotovoltaica. Além disso, estão presentes na região um
considerável polo industrial e uma forte economia baseada em produtos derivados da
pecuária. Outra característica favorável a implantação de geradores fotovoltaicos é a
baixa nebulosidade, por se tratar de uma região com poucas chuvas concentradas no
verão.
O estudo de implantação de uma usina fotovoltaica (UFV) na região visa o melhor
aproveitamento desses recursos naturais (radiação solar) e uma expansão da matriz
energética do Brasil.
1.1. Objetivos do Trabalho
Este trabalho possui os seguintes objetivos:
Explicar de forma sucinta como ocorre a geração fotovoltaica (princípios
físicos, tipos de unidades geradoras, fatores que influenciam na geração e
tipos de arranjos mais comuns no mundo).
Realizar um estudo técnico de dois diferentes projetos de usinas
fotovoltaicas de potência aproximadas de 1MW instalada, considerando
10
fatores distintos como tensão e corrente gerada por diferentes arranjos e
como eles influenciam na formação da usina.
Realizar um estudo financeiro de implantação dos dois projetos
considerando incentivos fiscais dos governos Federal e de Minas, que
estão estimulando a implantação de fontes geradoras consideradas
ecologicamente menos poluentes.
Comparar os custos e geração teórica dos dois projetos, considerando
tarifas atuais de energia e previsão de retorno de investimento.
Realizar um parecer sobre a viabilidade de implantação de uma usina
fotovoltaica no norte de Minas.
1.2. Organização do Texto
O texto é organizado da seguinte maneira para uma melhor disposição das
informações.
No Capítulo 2 é feita a apresentação da estrutura de um gerador fotovoltaico. São
descritos os tipos mais comuns de células fotovoltaicas, unidade geradora de energia,
assim como características elétricas e fatores que influenciam na geração.
No Capítulo 3 é apresentada a metodologia de um projeto de uma usina
fotovoltaica. É feita a apresentação dos dois diferentes projetos criados para análise da
usina. Essa metodologia explica como deverá ser feito a escolha dos componentes da
UFV. Discute-se o os arranjos dos painéis assim como o posicionamento dos mesmos
para se evitar o sombreamento. O efeito da temperatura na geração também e abordada
assim como as características do local de implantação que afeta o montante gerado da
usina. Outro elemento importante que é dimensionado são os inversores de frequência.
Outros equipamentos de proteção e acoplamento também são estudados.
No Capítulo 4 é apresentado um estudo de produtividade de energia dos dois
projetos de UFV. Usando-se softwares computacionais que simulam a quantidade de
11
energia gerada por módulos e dados obtidos em uma unidade fotogeradora localizada
no CEFET-MG em Belo Horizonte, será feito um estudo comparativo entre os valores de
produção obtidos para se estimar qual valor mais se aproxima do valor real que uma
usina em Montes Claros geraria ao longo do ano.
No Capítulo 5 é descrita a análise econômica do processo. Após se estimar a
capacidade produtiva da planta, foi feita uma estimativa de custo de implantação da
usina considerando incentivos fiscais e econômicos para esse tipo de geração, o preço
cotado dos produtos e mão de obra assim como os custos de terreno e transmissão. A
partir desses valores foi realizado três tipos de apreciação de investimento para
comparação da rentabilidade de cada projeto. Por fim é feito um parecer sobre a os
resultados obtidos.
O Capítulo 6 contêm as conclusões e considerações obtidas após o estudo
econômico dos dois projetos. Comparando-se os tempos de retorno calculado por meio
de três estratégias econômicas diferentes, é possível concluir qual projeto seria mais
adequado para o empreendimento proposto.
1.3. Metodologia
O trabalho baseia-se em realizar uma pesquisa sobre a energia fotovoltaica no
Brasil e no mundo analisando normas de incentivo à implantação desse tipo de energia e
o tipo de benefício que uma energia limpa traz para o local de sua implantação.
Todas as simulações computacionais feitas foram desenvolvidas em ambiente
RADIASOL 2, software desenvolvido no Laboratório de Energia Solar (LABSOL) da
Universidade Federal do Rio Grande do Sul (UFRGS).
Para análise econômica dos projetos, são usados princípios de administração
financeira que possibilitou obter dados mais próximos aos reais sobre investimentos e
lucratividade em projetos a longo prazo.
12
Capítulo 2
Energia Solar Fotovoltaica
A Energia Fotovoltaica é obtida através da conversão da radiação solar, energia
irradiada pelo sol, em energia elétrica. Nesse processo, são utilizadas células
fotovoltaicas feitas de material semicondutor tratados com o processo de dopagem,
introdução de átomos de certas matérias, a fim de atribuir ao semicondutor novas
características de condução de energia elétrica. Esse processo dá origem a uma junção
de duas camadas conhecidas como PN. Nessa junção, elétrons livres do lado N passam
para as lacunas do lado P, resultando em um excesso de elétrons do lado P e uma
redução de elétrons do lado N. Esse movimento de cargas, estimulados pelos fótons
provenientes da radiação solar, cria uma diferença de potencial capaz de ser aproveitada
em uma célula fotovoltaica para a circulação de corrente. A figura 2.1 representa o
funcionamento de uma célula fotoelétrica
Figura 2-1 Modelo de funcionamento de células fotovoltaicas (MOEHLECKE e ZANESCO, 2005)
13
2.1. Célula Fotovoltaica
A célula fotovoltaica é a unidade básica do painel fotovoltaico, capaz de converter
radiação solar em energia elétrica. As células utilizadas mais comumente são as
fabricadas de silício divididas em três grupos de acordo com a sua estrutura molecular:
monocristalinas, policristalinas e silício amorfo.
Figura 2-2 Célula fotovoltaica (NASCIMENTO, 2009)
Células de Silício Monocristalino
As células monocristalinas são a primeira geração de células fotovoltaicas.
Produzidas a partir de uma placa de silício com o estado de pureza de 99,9999%, esse
tipo de célula possui um elevado custo de fabricação. Em geral, o grupo monocristalino
possui a maior eficiência dentre as células fotovoltaicos de silício.
Células de Silício Policristalino.
Também conhecidas como células de silício multicristalino, esse tipo de célula
possui o preço de produção muito menor em relação às de silício monocristalino. Feita
14
de um material como um grau de pureza inferior, esse tipo de estrutura apresenta uma
descontinuidade da estrutura molecular que dificulta a circulação de corrente. Por isso
apresenta um rendimento menor em relação à feita com monocristal.
Células de Silício Amorfo.
Diferentemente das demais, a célula de silício amorfo possui uma grande
desorganização de suas estruturas atômicas. No entanto, é adicionada uma pequena
quantidade de hidrogênio a fim de combinar-se quimicamente com a estrutura de forma
a minimizar os efeitos negativos dos defeitos estruturais. Produzido por um processo
simples e barato, esse tipo de célula possui um rendimento menor quando comparado
com os do tipo cristalino.
2.2. Módulos e Painéis Fotovoltaicos
Módulos fotovoltaicos são constituídos do agrupamento de células fotovoltaicas.
Cada célula produz no máximo 2 W, portanto a ligação em série e paralelo dessas células
em um módulo permite a utilização prática desse componente. O conjunto de módulos
conectados fisicamente e eletricamente em uma mesma estrutura forma um painel.
2.2.1. Características Elétricas do Módulo
A caracterização dos módulos fotovoltaicos é feita a partir da análise de
parâmetros que variam de acordo com a funcionalidade dos módulos. São eles:
Potência de Pico (Wp):
Também conhecidos como potência nominal do módulo, esse parâmetro é o mais
usado comercialmente e representa a potência do painel nas condições de operação de
radiação solar e temperatura.
Tensão de Circuito Aberto (VOC):
15
Tensão medida, nos terminais do equipamento sem carga conectada (Circuito
aberto) e em conhecidas condições de radiação e temperatura.
Corrente de Curtocircuito (ISC):
Corrente medida, nos terminais curtocircuitados do equipamento e em
conhecidas condições de radiação e temperatura.
Potência Máxima (PM):
Valor prático medido, obtido a partir da multiplicação da corrente máxima com a
tensão máxima (V*I). Graficamente representa o ponto no joelho da curva característica
de potência do painel.
Tensão de Máxima Potência (VMP):
É a tensão específica para a qual a potência máxima poderá ser extraída.
Corrente de Máxima Potência (IMP):
É a corrente que o dispositivo entrega sob condições de potência máxima.
2.2.1.1. Curva Característica I x V
A curva característica I x V e obtida a partir a aquisição de dados das duas
grandezas em questão de um módulo fotovoltaico quando esse é submetido a diferentes
valores de carga elétrica. Porém, essa curva também depende do nível de radiação solar
que incide no módulo durante a medição além da temperatura do módulo. A
padronização as condições de obtenção das curvas características definem uma radiação
solar de 1000 W/m² e temperatura de 25° Celsius. Na figura 2.3 apresenta a variação
das curvas características de corrente e tensão em diferentes níveis de radiação solar.
16
Figura 2-3 Curvas característica da corrente x tensão (TITAN, 2007)
2.2.2. Fatores que Influenciam na Geração dos Módulos Fotovoltaicos
Os módulos fotovoltaicos podem apresentar diferentes produções de potência de
acordo com fatores externos aos quais ele está exposto. Os principais fatores são a
radiação solar direta, a temperatura e sujidade do painel.
Radiação Solar Direta
A quantidade de radiação solar está intimamente ligada à produção de potência
pelo módulo. Quanto maior essa radiação, maior será a produção de energia. Portanto, o
módulo apresentará, para cada faixa de radiação, uma curva característica diferente.
A Figura 2.4 apresenta os gráficos de tensão, corrente e potência de um módulo
fotovoltaico em diferentes níveis de radiação solar direta.
17
Figura 2-4 Gráficos com as curvas de carga característica dos módulos (TITAN, 2007)
Temperatura
Como as células fotovoltaicas são formadas basicamente por semicondutores, a
eficiência é muito influenciada pela temperatura. Em altas temperaturas, a potência
gerada pelos módulos cai significativamente. O problema em se controlar a temperatura
se dá pelo fato que uma maior radiação direta causa um aumento de temperatura das
células, ou seja, o aumento de um fator favorável à geração implica em outro que a
deprecia. A Figura 2.5 representa o comportamento da potência do módulo fotovoltaico
em uma radiação solar constante e em diferentes temperaturas.
18
Figura 2-5 Gráfico com o efeito da temperatura na geração do módulo (BRITO, M. C.; SERRA, J. M., 2005.)
Sujidade
O efeito da sujidade está associado à poluição e a quantidade de poeira do local
ondes os painéis estão instalados. O acúmulo de resíduos e partículas na superfície dos
módulos, causa uma redução na capacidade de produção uma vez que esses dificultam
que a radiação solar estimule as células fotovoltaicas. As perdas de eficiência podem
chegar a 18% (SULAIMAN, HUSSAIN, et al., 2011).
O outro equipamento essencial para a geração fotovoltaica são os inversores de
frequência que realizam a conexão dos painéis à rede de distribuição de energia.
2.3. Inversores de Frequência
São equipamentos cuja função é converter principalmente corrente contínua
(C.C.) em corrente alternada (C.A). Para máxima eficiência, o inversor deverá realizar
essa função produzindo a menor quantidade de harmônico e possuir sincronismo com a
rede a qual está conectado.
Os inversores são geralmente compostos de uma fonte chaveada que alterna o
fluxo da potência. Os transistores de potência são os mais utilizados para fazer esse
chaveamento.
19
Esse equipamento é essencial em uma usina fotovoltaica pelo fato de os painéis
produzirem uma potência contínua, mas o sistema de transmissão/distribuição no
Brasil em sua maioria é baseado em potência alternada. Logo é esse o dispositivo que
possibilita a integração da energia produzida pela usina com a rede elétrica do país.
Além da conversão de potência, os inversores usados em usinas solares
contribuem com outros processos como MPPT (Maximum Power Point Traking) que
obtém a máxima potência dos painéis solares de acordo com a curva característica de
cada um. O tipo mais comum do tipo Grid Tie.
Outra função dos inversores é a estabilização do sincronismo entre a rede elétrica
onde é o ponto de conexão da usina com a própria usina.
Por fim, esse equipamento também é responsável pelo anti-ilhamento, um
mecanismo de proteção que desliga os inversores caso não seja detectado a conexão
com a linha elétrica, impedindo fluxo indesejável de potência.
2.3.1. Escolha de Inversores
Os inversores de frequência devem possuir uma potência nominal igual a máxima
potência disponibilizada pelos painéis a fim de se evitar o processo de limitação
conhecido como perdas de corrente contínua (C.C). Essas perdas ocorrem quando o
gerador fotovoltaico disponibiliza ao inversor uma potência maior que a potência
nominal do equipamento. O resultado é a limitação da potência de saída para os
parâmetros do inversor.
2.4. A Energia Solar Fotovoltaica no Mundo.
A cada dia os países em desenvolvimento com o Brasil vêm investindo mais em
energia renováveis como a energia solar fotovoltaica. O investimento global em energia
solar em 2012 foi de US$ 140,4 bilhões (ABINEE, 2012). Apesar do valor do
investimento se mostrar em queda nos últimos dois anos, o potencial de geração desse
tipo de energia vem crescendo a cada ano. Isso pode ser explicado pelo barateamento
dos recursos necessários para a geração (ABINEE, 2012).
20
A energia solar representa 26% da energia renovável instalada do mundo e é a
terceira fonte de geração de eletricidade com pouco mais de 105 GW de capacidade de
produção. A Europa é o maior produtor de energia proveniente de painéis fotovoltaicos
(IEA, 2014). A Alemanha é responsável sozinha por 31% da produção do mundo, sendo
assim o maior país produtor, seguido por China e Itália.
A China, por meio de um incentivo do governo (ABINEE, 2012), duplicou no ano
passado o número de investimento de em sistemas de pequeno porte (com até 1 MW),
com objetivo de reduzir a dependência de recursos energéticos derivados de
combustíveis fóssil. Os Estados Unidos possuem programas parecidos de incentivo à
implantação de pequenas usinas fotovoltaica, almejando melhorar sua marca de quarto
maior produtora desse tipo de energia no mundo.
O Japão também é uma potência em investimento fotovoltaico. Em 2012 ele
investiu cerca de 13,1 bilhões de dólares (NICOLETTI, 2012) principalmente em projetos
de pequeno porte (até 1MW).
2.4.1. Energia Fotovoltaica No Brasil
No Brasil, o potencial energético fotovoltaico é imenso, dados seus altos índices
de radiação solar. No entanto, os sistemas fotovoltaicos conectados à rede(on-grid)
ainda são uma grande novidade. Os dois principais obstáculos tem sido o custo de
compra e instalação dos painéis e a falta de uma política oficial de subsídios. O principal
obstáculo tem sido ainda custo de compra e instalação dos painéis e a falta de uma
política oficial de subsídios. Porém, esse obstáculo já está sendo ultrapassado graças ao
avanço da tecnologia, que tem reduzido o custo e aumentando a eficiência dos painéis
fotovoltaicos.
O Brasil está com incentivo para empreendimentos até 1MW com a finalidade de
aumentar a produção desse tipo energia. Em 2012, a Agência Nacional de Energia
Elétrica(ANEEL)realizou Audiência Pública com a finalidade de elaborar um
regulamento para mini (100 kW a 1 MW) e micro geração (até 100 kW) (ABINEE, 2012).
Essas novas regras simplificam os pré-requisitos necessários para a implantação,
operação e conexão de projetos.
21
Em abril de 2012, a ANEEL aprovou regulamentação Resolução Normativa
N°481/2012 (REN 481) que ampliou, para o caso da energia solar, a redução do
desconto das tarifas de uso dos sistemas de transmissão (ou distribuição) de 50% para
80% nos dez primeiros anos de operação, regressando ao patamar de 50% de desconto
nos anos subsequentes.
Essas regras ajudarão a viabilizar a energia fotovoltaica, em especial no caso da
mini e micro geração, porém, permanecem algumas questões. Em particular, a questão
da padronização dos procedimentos de licença ambiental (que não é da alçada da
ANEEL) precisa ser mais bem negociada (ABINEE, 2012).
No ano de 2013 o governo do estado de Minas Gerais implantou uma política de
incentivo a construção de unidade geradora de energia renovável. “O Programa Mineiro
de Energia Renovável - Energias de Minas”. O Decreto Nº 46296 de 14 de agosto 2013,
tem como objetivo promover e incentivar a produção e consumo de energia de fontes
renováveis e contribuir com o desenvolvimento sustentável. Por meio desse, foram
concedidos uma série de incentivos fiscais e tratamento tributário diferenciado aos
empreendimentos localizados em Minas Gerais, normatizando a lei nº 20.849, de 8 de
agosto de 2013 (ABINEE, 2012).
Apesar do cenário se mostrar cada dia mais promissor, o Brasil encontra alguns
fatores que dificultam a expansão energética dessa tecnologia de geração. As tecnologias
desenvolvidas para essa área ainda não se adequam totalmente às características da
rede brasileira. Outro empecilho foi a redução de cerca de 20% sobre os preços da
energia decorrente da medida provisória Nº 579 de 11 de setembro de 2012. O Brasil
também possui um leilão público de fontes alternativas, regulamentado por meio do
Decreto nº 6.048, de 27 de fevereiro de 2007, ainda tenro para funcionar com
mecanismo alavancador da disseminação da energia fotovoltaica. A falta de tecnologia
nacional também compromete a viabilidade do negócio já que o país possui altas taxas
alfandegárias relativas a esse negócio. A barreira primordial encontrada dentro do
Brasil é a ausência de uma demanda expressiva que justifique a instalação de plantas
dedicadas à fabricação de células e/ou módulos fotovoltaicos. Esta demanda baixíssima
fica comprovada pelo fato de existir unicamente uma planta dedicada à produção de
módulos, sendo ela de baixa capacidade produtiva, quando comparada aos padrões
internacionais, e alta ociosidade e, também, pela baixa importação de módulos
22
fotovoltaicos, baseados nos dados de importação da Secretaria de Comércio Exterior
(SECEX).
2.4.2.1. Características ambientais das usinas fotovoltaicas atuais
As usinas fotovoltaicas não possuem emissão de gases estufa, em nenhum dos
processos da geração de energia. As células de silício possuem vida útil de em média
trinta anos e podem gerar de nove a dezessete vezes o valor da energia gasta em sua
produção. Após a sua validade, os módulos de geração podem ser reciclados para sua
reutilização dos materiais como o silício, vidro, alumínio.
2.5. Conclusão
O sistema fotovoltaico evoluiu muito nos últimos anos desenvolvendo diversas
tecnologias de geração diferentes e evoluindo cada vez mais a eficiência e capacidade de
geração. Essas melhorias de tecnologia que possibilitam a expansão da implantação de
usinas fotovoltaicas no Brasil e no mundo. Com incentivos a essa tecnologia o Brasil
pode começa a disseminar o uso de energia fotovoltaica no seu território e diversificar
sua matriz energética.
23
Capítulo 3
Análise de Projetos
A implantação de uma usina fotovoltaica de 1MWp pode se dar por diferentes
projetos que se distinguem pelos módulos usados, o agrupamento desses módulos, o
nível de tensão nos agrupamentos, os níveis de corrente, da potência do inversor de
frequência, no dimensionamento de cabos, na potência de conexão com a linha elétrica
entre outros fatores. Para análise da viabilidade, serão apresentados dois projetos
distintos, porém com capacidades de geração bem aproximadas do proposto. Os
projetos serão avaliados de acordo com o preço de implantação e produtividade da
usina.
Outro aspecto muito importante para se projetar uma usina fotovoltaica é a sua
localização. O local deve ser perto da área consumidora e também de um ponto de
conexão com a concessionária de energia além de possuir fatores importantes para uma
boa geração.
3.1. Etapas de um pré-projeto
Para se projetar uma usina, primeiramente devem-se considerar fatores básicos
como a geração desejada, os equipamentos a serem usados e condicionamento de
potência. A partir da análise dos dados meteorológicos e da potência instalada desejada
é possível se projetar modelos como o que serão analisados.
As principais etapas para projeto de uma UFV são:
Definição da configuração do sistema
Dimensionamento do gerador fotovoltaico
Levantamento dos recursos solares da região escolhida para o projeto
Dimensionamento dos equipamentos de interligação com a rede
24
O sistema de projeto adotado será fixo (sem seguidor solar) e sem concentrador
de radiação solar.
3.1.1. Escolha da configuração
A escolha da configuração do sistema pode ser realizada baseada nas informações
citadas no capítulo 2, onde foram apresentados detalhes sobre os componentes. Como
esse estudo é sobre uma UFV, foi considerado um sistema conectado à rede, C.C. para
C.A., de potência instalada próxima de 1MW. Em resumo a escolha se baseia nas
características desejadas para o sistema e da disponibilidade dos recursos naturais.
3.1.2. Projeto de um Sistema Fotovoltaico conectado à Rede
As principais diferenças entre um projeto de um sistema conectado para um
sistema isolado são (PINHO e GALDINHO, 2014):
Não há necessidade de armazenamento de energia por meio de banco de
baterias;
Os sistemas têm que necessariamente serem capazes de converter a
energia gerada em C.A. na mesma frequência da rede local;
Caso não houver tensão na rede (black-out ou abertura do sistema para
manutenção) o sistema não gera energia mesmo com irradiação solar
presente;
Os inversores são integrados com o sistema de rastreamento de potência
máxima;
A qualidade de energia da rede pode interferir na transferência de energia
do sistema.
25
De acordo com as informações dos Procedimentos de Distribuição de Energia
Elétrica no Sistema Elétrico Nacional (PRODIST) que estabelece as normas para adição
de uma unidade geradora na rede do sistema nacional no caso de micro e minicentrais
geradoras (ANEEL, 2012). As UFV devem possuir os seguintes equipamentos para a
potência instalada proposta pelo projeto:
Tabela 3-1 Requisitos mínimos para uma UFV de 1MW instalado (ANEEL, 2014)
EQUIPAMENTOS
Potência Instalada
1MW
Elemento de desconexão (chave seccionadora) Sim
Elemento de Interrupção (Disjuntor de média tensão) Sim
Transformador de acoplamento Sim
Proteção de sub e sobretensão Sim
Proteção de sub e sobrefrequência Sim
Proteção contra desequilíbrio de corrente Sim
Proteção contra desbalanço de tensão Sim
Sobrecorrente direcional Sim
Sobrecorrente com restrição de tensão Sim
Relé de sincronismo Sim
Anti-ilhamento Sim
Estudo de curto circuito Sim
Medição Medidor de 4 Quadrantes
Ensaios Sim
3.1.3. Dimensionamento do Gerador Fotovoltaico
Para se dimensionar o gerador fotovoltaico (FV) de forma otimizada, deve-se
levar em conta a potência gerada estabelecida para o sistema (Wh/dia). A potência de
um minigerador conectado à rede pode ser calculada pela equação abaixo (PINHO e
GALDINHO, 2014):
26
𝑃𝐹𝑉(𝑊𝑝) =(𝐸/𝑇𝐷)
𝐻𝑆𝑃𝑀𝐴 (3.1)
Onde:
𝑃𝑓𝑣(𝑊𝑝) – Potência de pico do painel FV;
𝐸 (𝑊ℎ
𝑑𝑖𝑎) – Potência diária média anual produzida
𝐻𝑆𝑃𝑚𝑎(ℎ) – Média diária anual de horas de sol pleno HSP
𝑇𝐷 – Taxa de desempenho
O desempenho de um sistema FV é definido como a relação entre a taxa de
desempenho real do sistema sobre o valor máximo real possível. A potência real de
geração engloba todas as perdas envolvidas na produção como queda de tensão nos
condutores, sujidade do painel, sombreamento (PINHO e GALDINHO, 2014), eficiência
do inversor, resposta espectral, temperatura operacional entre outras.
Outra característica importante para se escolher o gerador fotovoltaico é o
arranjo dos módulos. Como citado no capítulo anterior, o arranjo em série e paralelo dos
painéis é o que caracteriza a tensão e corrente máximas do sistema. A maioria dos
módulos comercialmente vendidos possui uma limitação máxima de tensão no valor de
1000 V; logo o arranjo de painéis não pode superar esse valor. Como exemplo, painéis
com tensão nominal de 35,5 V podem ser arranjados em série no máximo 28 painéis,
pois a tensão resultante é a soma de cada unitário nesse tipo de associação o que
resultaria em um valor de tensão de 994 V. A associação em paralelo implica uma
corrente resultante maior, pois nesse tipo de configuração somam-se as correntes
nominais dos painéis. A tensão e corrente máximas dos arranjos devem ser definida de
modo a se adequar com as limitações dos inversores de frequência, ou seja, o inversor de
frequência que limita como deve ser o arranjo dos painéis, um equipamento que possui
maiores faixas de tensão de entrada e corrente de entrada pode ser conectado a um
arranjo de painéis mais extenso, lembrando que a tensão máxima é 1000 V (MPX, 2011).
É importante frisar que uma corrente muito alta, na faixa de centenas de ampères, não é
muito desejada, pois correntes altas oneram o sistema de barramentos assim como o
diodo de proteção.
27
3.1.3.1. Efeito da temperatura no gerador fotovoltaico
Como os painéis fotovoltaicos são compostos por células de material
semicondutor, seu desempenho é prejudicado com o aumento da temperatura. Quanto
mais elevada à temperatura na célula menor, a tensão gerada a uma dada temperatura
apesar de haver um aumento de corrente que não é suficiente para compensar as perdas
causadas pela queda de tensão.
Através do estudo da figura 3.1 é facilmente perceptivo o efeito da temperatura
na potência total do circuito.
Figura 3-1 Efeito da temperatura sobre a curva característica VxI de um módulo fotovoltaico (NASCIMENTO, 2009)
O coeficiente de depreciação de rendimento em função da temperatura
normalmente é citado nas características dos painéis fotovoltaicos. Existem três tipos de
coeficiente (PINHO e GALDINHO, 2014):
28
O coeficiente de variação de tensão (β) em circuito aberto (𝑉𝑜𝑐):
𝛽 = ∆𝑉𝑜𝑐
∆𝑇 [% °𝐶⁄ ] (3.2)
Onde ∆𝑉𝑜𝑐 é a variação de tensão de circuito aberto para uma variação de
temperatura (∆𝑇). O cálculo do 𝑉𝑜𝑐 em determinada temperatura pode ser calculado a
partir da equação seguinte (PINHO e GALDINHO, 2014):
𝑉𝑂𝑐(𝑇) = 𝑉𝑜𝑐 𝑠𝑐𝑡 ∗ (1 + 𝛽 ∗ (𝑇 − 25)) (3.3)
O coeficiente de variação de corrente de curto circuito (α):
𝛼 = ∆𝐼𝑠𝑐
∆𝑇[%/℃] (3.4)
Onde ∆𝐼𝑠𝑐 é a variação da corrente de curto-circuito por uma variação de
temperatura da célula (∆𝑇). O efeito na tensão de circuito aberto na equação semelhante
ao β.
𝐼𝑠𝑐(𝑇) = 𝐼𝑠𝑐 𝑠𝑐𝑡 ∗ (1 + 𝛼 ∗ (𝑇 − 25)) (3.5)
O coeficiente de variação de potência máxima de pico (γ):
𝛾 = ∆𝑃𝑀𝑃/∆𝑇[%/℃] (3.6)
Onde ∆𝑃𝑀𝑃 éa variação de potência máxima do módulo para uma variação de
temperatura (∆𝑇).
A definição de ∆𝑃𝑀𝑃 permite escrever a equação (3.7) visando obter a variação de
temperatura a partir da variação de 𝐼𝑀𝑃𝑉𝑀𝑃que são a corrente e tensão em máxima
potência.
𝑃𝑀𝑃(𝑇) = 𝑉𝑀𝑃(𝑇) ∗ 𝐼𝑀𝑃(𝑇) = 𝑉𝑀𝑃 ∗ 𝐼𝑀𝑃 ∗ (1 + (𝛼 + 𝛽) ∗ ∆𝑇) (3.7)
Para dedução dessa equação, foram desprezados os termos de segunda ordem
por não serem significativos.
29
Para se calcular de forma teórica a temperatura do módulo é possível fazer uso de
uma equação conhecendo-se as condições ambientais como mostrado abaixo.
𝑇𝑚𝑜𝑑 = 𝑇𝑎𝑚𝑏 + 𝐾𝑡 ∗ 𝐺 (3.8)
Onde:
Tmod(°C)Temperatura do módulo;
Tamb(°C)Temperatura ambiente;
G(W/m²)Irradiação incidente sobre o módulo;
𝐾𝑡(℃/𝑊. 𝑚−2)Coeficiente térmico para o módulo.
O coeficiente térmico pode ser determinado, por que normalmente os módulos
fotovoltaicos não operam nas condições padrão de ensaio (STC), a partir das
informações temperatura de operação nominal das células identificado pela sigla NOCT
(Nominal Operating Cell Temperature). Essa informação normalmente é fornecida pelo
fabricante. A equação que relaciona o coeficiente térmico e o NOCT pode ser relacionada
abaixo (PINHO e GALDINHO, 2014).
𝐾𝑡 =𝑁𝑂𝐶𝑇−20
800[℃/𝑊. 𝑚−2] (3.9)
Onde:
𝑁𝑂𝐶𝑇(℃)Temperatura de operação nominal das células.
20℃ Temperatura ambiental definida pela NOCT
800(𝑊. 𝑚2)Irradiância definida pelo NOCT para medida do Kt.
3.1.4. Dimensionamento de Inversores de Frequência
O sistema de inversores é muito importante, uma vez é ele quem define como
será feita arranjo dos painéis. Esse equipamento limita qual será a tensão e corrente
máximas de acordo com suas limitações construtivas. No caso de aplicação em UFV, os
tipos de inversores usados são centrais, trifásicos de grande potência que varia de kWp
até MWp. É importante salientar que não é prudente se concentrar a geração da UFV em
30
poucos inversores de alta potência já que caso haja uma falha em um dos inversores
haverá um comprometimento alto da geração da usina.
Outra característica muito importante que o arranjo de painéis deve atender é
uma potência nominal próxima à potência nominal do inversor para uma maior
eficiência já que segundo o Inmetro, a eficiência do inversor é maior que 90% quando a
potência do sistema é 90% da potência do inversor (INMETRO, 2011).
Os inversores de mais baixa potência possuem um valor de mercado mais barato
que o de potência mais elevada. Logo pode ser economicamente mais viável usar um
número maior de inversores de menor potência.
Tensão de entrada
A tensão de entrada do inversor é a soma das tensões dos módulos associados em
série. Como a tensão depende da temperatura, condições de máximo e mínimo devem
ser usadas a fim de se garantir a compatibilidade entre as tensões do gerador FV com a
faixa de operação do inversor (PINHO e GALDINHO, 2014). É muito importante observar
a tensão máxima de entrada do inversor, já que essa não deve ser aumentada.
Em baixas temperaturas, como no inverno, o sistema apresenta tensões máxima
próximas da tensão de circuito aberto. De acordo com essa tensão máxima e fazendo uso
da equação abaixo é possível calcular o número máximo de painéis em série que o
inversor suporta
𝑁° 𝑚ó𝑑𝑢𝑙𝑜𝑠 . 𝑉𝑜𝑐𝑇𝑚𝑖𝑛 < 𝑉𝑖_𝑚𝑎𝑥 (3.10)
Vi_max (V)Máxima tensão c.c. admitida pelo inversor;
V_ocTminTensão do módulo a mínima temperatura do local.
Corrente Máxima C.C. do Inversor.
O inversor para uso em aplicações de usinas fotovoltaicas possui uma corrente
máxima de entrada C.C. Para garantir que este valor não seja ultrapassado, pode-se
calcular o número máximo de fileiras das linhas de módulos, conectadas em paralelo. A
equação (3.3) pode ser usada para se calcular esse número (PINHO e GALDINHO, 2014).
31
𝑁° 𝑙𝑖𝑛ℎ𝑎𝑠𝐹𝑉 =𝐼𝑖𝑚𝑎𝑥
𝐼𝑐𝑎 (3.11)
Iimax (A) Corrente máxima C.C. admitida na entrada do inversor.
Ica (A) Corrente de curtocircuito do módulo FV.
Otimização da tensão de operação.
A eficiência do inversor está relacionada ao arranjo do sistema fotovoltaico ao
qual está conectada sendo a tensão do gerador FV um fator muito importante. Um bom
projeto leva em considerações essa característica para aumentar o desempenho do
sistema. A tensão do gerador FV tem uma influência de cerca de 2% na eficiência do
inversor para a potência de saída acima de 50% da potência nominal. Uma curva de
eficiência em função da temperatura pode ser vista na figura 3-2:
Figura 3-2 Gráfico que mostra a variação da eficiência do inversor com relação à temperatura. Adaptada da (INGETEAM, 2013)
A partir desse gráfico é possível ver claramente que uma maior tensão dos
módulos é muito interessante para o inversor já que essa promove uma maior eficiência
do equipamento.
32
3.2. Localização da Usina
O norte mineiro foi escolhido para esse estudo por possuir características
técnicas muito atraentes para implantação desse tipo de usina. Na região, o maior polo
de consumo de energia e também a maior cidade é Montes Claros. Localizada a 405 km
da capital Belo Horizonte, Montes Claros foi escolhida para abrigar a usina uma vez que
representa a maior carga da região e usinas fotovoltaicas devem, de preferência estar o
mais próximo possível das unidades consumidoras. Com o clima típico de savana, regime
de chuva concentrada em poucos meses, alto índice de radiação solar com média
podendo ser superior a 6 kWh/m²/dia e uma insolação média diária superior a 8,5
horas diária, são característica que torna Montes Claros uma ótima localização para
implantação de uma usina fotovoltaica (CEMIG, 2012).
Figura 3-3 - Mapa de Radiação Solar Direta Anual(CEMIG, 2012)
33
Outras características que tornam a cidade adequada é o fato de contar com uma
quantidade de opções de linhas de transmissão e subestações e uma declividade baixa
que favorece a construção da usina.
Para o projeto, além de informações da radiação incidente no plano do painel,
devem-se obter informações sobre sombreamento e superfícies reflexivas próximas.
Outra importante característica importante para a instalação de uma usina
fotovoltaica é ter o conhecimento da variação de temperatura do local durante o ano.
Essa temperatura influencia na geração dos módulos fotovoltaicos, pois se for muito
elevada, ele deprecia a geração de energia elétrica. A figura 3.4 representa a variação de
temperatura em torno do ano.
Figura 3-4 Gráfico da variação de temperatura ao longo dos meses em Montes Claros (SCHWARZ, 2001)
Com uma temperatura média de 24,3 °C, janeiro é o mês mais quente do ano com
temperatura máxima de 30,1°C. Com uma temperatura média de 19,7 °C, Junho é o mês
com a mais baixa temperatura ao longo do ano com mínima de 12,3°C.
Foi escolhida uma região que se encontra aproximadamente 500m do ponto de
conexão da concessionária localizada no bairro Nova América. A figura 3.5 facilita a
localização desejada do empreendimento.
34
Figura 3-5 Local desejado para implantação da usina fotovoltaica próximo a uma subestação CEMIG (GOOGLE, 2014)
3.2.1. Orientação e inclinação ideal dos painéis
Para que haja uma máxima geração da potência instalada em um sistema
fotovoltaico deve-se obedecer a duas condições: a orientação e a inclinação.
Orientação
A orientação adequada e eficiente é um fator muito importante para uma boa
geração fotovoltaica. Em geral os módulos devem estar orientados em direção à linha do
equador. As instalações no hemisfério Sul, a face dos módulos FV deve estar orientada
em direção ao Norte Verdadeiro. O Norte Verdadeiro, na maioria dos lugares não
coincide com o norte indicado pela bússola, necessitando de ser feita uma correção do
referencial magnético. Para essa correção é usado a Declinação Magnética do local de
instalação, a qual pode ser obtida a partir do cálculo computacional baseados em
métodos numéricos e pode ser obtido pelo site do observatório
nacional(extranet.on.br/jlkm/megdec/index.html). Baseado nas coordenadas geográficas
do local e o software que pode ser baixado no site, é possível se calcular o norte
verdadeiro.
35
Figura 3-6 - Modelo que descreve do norte verdadeiro (PINHO & GALDINHO, 2014)
Inclinação
Geralmente o melhor ângulo para se otimizar a geração fotovoltaica é o ângulo
igual à latitude do local onde o sistema será instalado. No entanto em casos especiais, a
inclinação pode estar dentro de 10° em torno da latitude local uma vez que, pequenas
variações de ângulo acarretam em uma pequena variação de energia gerada anualmente
(PINHO e GALDINHO, 2014).
Porém é recomendado o uso de uma inclinação mínima de 10° mesmo em locais
onde o módulo da latitude é menor que esse valor, pois favorece a autolimpeza dos módulos
pela ação da chuva e propicia o escorregamento de corpos sólidos como folhas de árvores.
O modelo para se calcular inclinação ideal pode ser observado na fig. 3.7 o método
adotado nesse estudo foi realizado a partir de uma simulação computacional RADIASOL
2 que a partir das coordenadas geográficas do local estima uma inclinação ótima.
36
Figura 3-7 Posicionamento do painel de acordo com orientação e inclinação (PINHO & GALDINHO, 2014)
Onde:
Inclinação β ângulo que o painel faz com a horizontal (0º<b <90º para aos painéis
orientados para o equador; 90º<b <180º para os painéis orientados para longe
do equador);
Ângulo de Azimute α desvio em relação ao meridiano local da projeção num
plano
Horizontal da normal à superfície. (g =0 para uma superfície virada a sul, >0 para
uma superfície virada a sudoeste e <0 para uma superfície virada a leste). Para
uma superfície horizontal, tomamos g =0;
Ângulo de incidência γ a ângulo entre a radiação (feixe) solar é a normal ao plano.
Um mecanismo de rastreamento solar pode aumentar a geração dos módulos
consideravelmente. Baseado em um sistema de sensores fotoelétricos e motores que
movimento e direcionam a plataforma do módulo FV é possível obter a inclinação ideal
nos diferentes horários do dia e estações do ano. Um problema relacionado à utilização
desse mecanismo é que o rastreador solar possui alto custo de implantação e para casos
como a de uma UFV, o número de painéis é muito grande, esse custo alto inviabiliza o
projeto.
37
3.2.2. Sombreamento dos painéis FV
Ao instalar os painéis fotovoltaicos, é preciso levar em conta o efeito do
sombreamento nos mesmos e as condições que vão levar a que o mesmo aconteça.
O sombreamento dos painéis está normalmente associado à distância entre os
arranjos de módulos FV. Caso os arranjos de painéis sejam montados sem se respeitar
uma distância mínima, podem vir a provocar sombreamento uns aos outros.
De forma a obter o máximo rendimento de um painel fotovoltaico, deve ter-se o
máximo cuidado de forma a evitar o sombreamento. Tal situação ganha especial
importância quando se associam vários módulos, dado que permitir sombra sobre um
deles, dependendo da posição em que se encontra, pode significar perdas muito
acentuadas na produção obtida.
É preciso ter especial atenção na forma como se vão instalar os painéis
fotovoltaicos, de forma a evitar que em instalações em que existam mais que uma fila de
painéis, a fila da frente não vá criar sombra sobre os painéis colocados à na fila de trás.
Normalmente o espaço para a instalação dos painéis fotovoltaicos é limitado e tenta-se
colocar o máximo de painéis na área disponível, de tal forma deve-se realizar a
montagem dos painéis como se pode ver na figura 3.8
Figura 3-8 Modelo de posição dos painéis para se reduzir o efeito de sombreamento. (SOLENERG, 2007)
38
Portanto o cálculo da distância que os arranjos devem possuir para que haja uma
mínima influência do sombreamento pode ser calculado pela (PINHO e GALDINHO,
2014) equação:
𝑑 = 𝑏 ∗ (cos 𝛽 +sin 𝛼
tan 𝛽) (3.12)
Sendo:
β - Ângulo que corresponde à altura mínima do Sol a 22 de dezembro, que vai
determinar a distância máxima entre fileiras de forma a evitar sombreamento entre elas.
α - Inclinação dos painéis.
d - distância entre os arranjos de painéis.
b - comprimento do painel
h- altura
O sombreamento dos módulos fotovoltaicos acarreta consequências negativas,
que vão afetar tanto a eficiência dos módulos como podem pôr em prejudicar a proteção
dos mesmos.
Quando uma parte do módulo está sombreada as células fotovoltaicas deixam de
se comportar como fontes de corrente e passam a comportar-se como um circuito
aberto. Este fenômeno vai provocar dois efeitos negativos, o primeiro é o de impedir que
qualquer energia gerada pela série possa ser aproveitada, o segundo é a sobretensão no
módulo, podendo danificá-lo.
O efeito de sombreamento pode ser evitado com a utilização de diodos by-pass.
Os díodos vão desviar a corrente das células sombreadas e evitar que estas aqueçam e
ao mesmo tempo permite que se possa recolher a energia produzida nas restantes
células.
3.2.3. Dimensionamento do Diodo By-Pass
O diodo by-pass possui como função proteger arranjos que não estão funcionando
impedindo a circulação de corrente indesejada por ele. Esse equipamento impede que os
outros arranjos forneçam potência para painéis que estão com seu funcionamento
comprometido, assim previne danos irreversíveis à organização.
39
Os diodos by-pass são geralmente inseridos nas caixas de conexão dos módulos e
conectados ao conjunto série de painéis de acordo com a figura 3.9:
Figura 3-9 - Modelo de instalação do diodo By - Pass (BRITO, M. C.; SERRA, J. M., 2005.)
O cálculo do diodo depende da tensão de ruptura e da corrente a qual ele será
aplicado. Logo é importante definir quantos painéis serão protegidos por cada diodo.
3.2.4. Simulação com Software RADIASOL 2
O software RADIASOL 2, desenvolvido pela Universidade Federal do Rio Grande
do Sul (UFRGS), permite obter as características de radiação para determinadas cidades
no Brasil.
Esse software possui uma ferramenta que calcula qual a inclinação ótima dos
painéis. Para Montes Claros que possui coordenadas: latitude 16°72’ Sul e longitude
43°87’ Oeste, a inclinação dos painéis calculada foi de 24°. Simulando qual seria a média
de irradiação média para diferentes ângulos de 15° a 30° foi possível analisar que a
melhor média de valores foi para essa inclinação. Vale observar que a variação para esse
intervalo de angulação foi muito pequena. Isto indica que em variações anuais de
irradiação uma pequena variação de ângulo em relação à angulação ideal influencia
pouco na geração de energia total anual. Para essa inclinação, o os dados de radiação
obtidos a partir dessa ferramenta estão indicados na Tabela 3.2 e na Figura 3.10:
40
Tabela 3-2 Tabela de irradiação média em Montes Claros obtido pelo RADIASOL 2
IRRADIACÃO MÉDIA (kWh/m²/dia)
MÊS GLOBAL DIRETA DIFUSA INCLINADA
(24°)
1 5,91 2,61 2,57 5,23
2 5,63 2,54 2,76 5,35
3 5,49 3,08 2,52 5,65
4 4,99 3,29 2,29 5,63
5 4,68 3,64 1,92 5,59
6 4,41 3,7 1,78 5,52
7 4,8 4,17 1,71 5,92
8 5,49 4,45 1,88 6,37
9 5,27 3,09 2,52 5,65
10 5,21 2,44 2,65 5,13
11 5,05 2,03 2,53 4,6
12 5,55 2,23 2,57 4,86
Figura 3-10 - Gráfico gerado pelo RADIASOL 2 com as irradiações anuais de Montes claros
41
3.3. Características dos Projetos
Os critérios mais importantes para a elaboração de um projeto de uma usina são
o tipo de painel que será usado na montagem, (pois as características de cada painel
influenciarão diretamente na montagem dos módulos) e o número de painéis também
(caracterizam a potência da usina, pois eles são as unidades produtoras de potência). O
arranjo dos módulos também é outro fator muito importante, uma vez que esses
definem a corrente e tensão de todo o sistema. Um projeto com menor tensão entre os
terminais do módulo implicará uma maior corrente já que as potências são praticamente
constantes. O arranjo dos módulos é definido pela disposição em série e paralelos dos
painéis. A partir da disposição dos inversores de frequência que serão usados são
calculadas as tensões e correntes máximas do sistema e escolhidas as disposições dos
arranjos. A descentralização feita com mais de um inversor é muito desejada, pois torna
o sistema menos dependente desse equipamento, ou seja, uma falha no inversor não
pararia a produção da usina completa, mas apenas de uma parte dela. Com a saída dos
inversores já definida, pode-se analisar com será feita a transmissão da usina e escolher
o transformador mais adequado. A partir da potência toda definida, deve-se determinar
o sistema de proteção da usina (PINHO e GALDINHO, 2014).
A disposição do sistema ficaria como no modelo das figuras 3.11 e 3.12 sendo
separados em CC e AC:
Figura 3-11 - Diagrama da parte CC da planta adaptado de (ABB, 2011)
42
Figura 3-12 -Diagrama da parte CA da planta adaptado de (ABB, 2011)
A organização de uma usina fotovoltaica característica é composta pelos módulos
de painéis, que são as unidades geradoras. As caixas de controle têm como função de
unificar e monitorar a produção de energia. Após, na cadeia de produção, estão os
inversores de frequência que transformam a tensão contínua dos módulos em energia
com tensão alternada. Por fim, no final da cadeia, está o transformador elevador de
tensão que disponibiliza a energia para a linha de transmissão. O cubículo de média
tensão conectará a rede. A figura 3.13 é um esquemático geral de uma usina solar
fotovoltaica.
43
Figura 3-13 - Princípio de funcionamento da energia solar fotovoltaica e principais equipamentos utilizados (VILLALVA & GAZOLI, 2010)
Para uma melhor análise sobre a possibilidades de construção de uma usina de
1MWp no norte de Minas, dois projetos de usinas foram avaliados considerando a
eficiência e custos de implantação. Cada um possui um tipo específico de painel,
arranjos, inversores, barramentos entre outros componentes da usina. Os projetos
foram denominados em conformidade com a marca do painel adotado.
3.3.1. Projeto Kyocera
O primeiro projeto será semelhante à planta da MPX, que atualmente está em
operação na cidade Tauá/CE. Essa usina solar (US) foi escolhida como modelo por
apresentar características construtivas parecidas as especificações propostas. Outro
motivo de se espelhar esse projeto no projeto do Ceara, é que a US Tauá é uma das
maiores produtoras de energia fotovoltaica em atividade no Brasil tornando-se
referência em UFV (MPX, 2011). Esse projeto irá adotar o mesmo painel utilizado no
Ceara. Portanto, o projeto KYOCERA possuirá como unidade geradora o painel Modelo:
KD215GW-2PU da marca japonesa KYOCERA. As células fotovoltaicas são do tipo silício
policristalino, tipo mais comum na geração de energia em larga escala. As células têm
dimensões de 156x156mm e apresentam uma eficiência de 16% o que é considerada
elevada para essa composição. Cada painel é composto por 54 células agrupadas
resultando em uma área total de 1,5x0,99m.
44
Outra característica importante é a proteção das células que é feita por uma
superfície de vidro resistente assim como uma película de EVA (Espuma vinílica
acetinada) que é uma espuma sintética de custo acessível muito usada por ser bastante
flexível.
A Principal característica desse modelo de painel está presente na tabela 3.3:
Tabela 3-3 - Características técnicas do painel fotovoltaico Kyocera (KYOCERA, 2008)
DADOS ELÉTRICOS
DIMENSÕES
Tipo do módulo PV
KD215GH - 2PU
Comprimento
[mm] 1,50E+03
A 1000 W/m²
Largura [mm] 9,90E+02
Potência Nominal P [W] 2,15E+02
Espessura [mm] 4,60E+01
Tensão máx. do sistema [V] 1,00E+03
Peso [kg] 1,80E+01
Tensão à Potência Nominal [V] 2,66E+01
Cabo [mm]
(+)950/(-)750
Corrente à Potência Nominal [A] 8,09E+00
Tomada de Conexão
[mm]
105x108x20
Tensão de circuito aberto [V] 3,32E+01
Código IP - IP65
Corrente em curto-circuito [A] 8,78E+00
A 800 W/m²
Potência Nominal P [W] 1,52E+02
CÉLULAS
Tensão à Potência Nominal [V] 2,36E+01
Quantidade de módulos - 5,40E+01
Corrente à Potência Nominal [A] 6,47E+00
Tecnologia de Células -
policristalina
Tensão de circuito aberto [V] 3,00E+01
Tamanho das Células
[mm] 156x156
Corrente em curto circuito [A] 7,12E+00
Contato da Célula -
3-barramentos
Tolerância de potência [%] + 5/-3 Carga de corrente de retorno Ip [A] 1,50E+01 Proteção máx. de cordão [A] 1,50E+01 Coeficiente de temperatura de tensão de
circuito aberto [V/°C] -1,20E-01
Coeficiente de temperatura de corrente de curto-circuito aberto
[A/°C] 5,27E-03
Coeficiente de temperatura de potência à Pmax
[W/°C] -9,91E-01
Redução do grau de atuação [1000 a 200 W/m²] [%] 6
45
Outra informação muito importante quanto ao projeto Kyocera é saber qual
inversor de frequência será usado. Nesse projeto foi escolhido um sistema mais
descentralizado com um número maior de inversores de menor potência.
3.3.1.1. Arranjo dos Painéis
Como os painéis possuem potência nominal de 215Wp, para que a usina possua
potência instalada de 1 MWp, seriam necessários 4652 painéis para atingir o objetivo de
potência. Porém, como há perdas na geração e transmissão, esse projeto será composto
por 5000 painéis resultando em uma potência instalada de 1.07 MWp.
O arranjo dos painéis é feito de modo que há uma simetria de geração de cada
arranjo, ou seja, mesmo número de painéis em série e paralelo, sendo que a potência de
cada arranjo não exceda 1000 V, pois a maioria dos equipamentos utilizam tensões
abaixo de 1 kV.
Então, a disposição para esse projeto, respeitando as limitações citadas será feita
um grupo de 25 painéis ligados em série. Como a tensão nominal de cada painel é de
26,6 V e conectando-os em série há uma multiplicação dessa tensão, tem-se como
resultado um grupo gerando uma tensão máxima de 665 V. Cada arranjo será conectado
em grupo de dez, em paralelo. Uma vez que na conexão em paralelo há uma
multiplicação da corrente nominal (8,09 A), a corrente resultante desse arranjo seria de
80,9 A. As informações dos arranjos estão melhor descritas na Tabela 3.4.
Tabela 3-4 Memória de Cálculo dos arranjos KYOCERA
Tensão de saída de cada arranjo (25 painéis) 26,6 x 25 = 665 V
Corrente de saída de cada arranjo (25 painéis) 8,09 A
Tensão de saída de cada grupo (10 arranjos) 665 V
Corrente de saída de cada grupo (10 arranjos) 8,09 x 10 = 80,9 A
Como são necessários 5000 painéis para a potência desejada, e cada arranjo
possui 250 painéis. A usina possuiria 20 arranjos.
46
Cálculo do efeito da temperatura no módulo
O efeito da temperatura do módulo pode ser estimado conforme as equações (3.5,
3.6, 3.7, 3.8). Conhecendo-se os coeficientes de depreciação e a temperatura mínima e
máxima do módulo é possível calcular a temperatura do painel em função da
temperatura média (será de 70 graus Celsius). Logo a atenuação máxima na tensão do
módulo é de 6% em irradiações de 1000W/m².
Cálculo da distância entre as linhas dos painéis.
A distância das linhas dos painéis pode ser calculada a partir da equação (3.12). É
possível calcular que a distância média aproximada entre esses módulos para se evitar o
sombreamento entre eles, que é de 1.5m considerando que os painéis estarão
posicionados na altura do solo e inclinados de 24 graus.
3.3.1.2. Inversores de Frequência.
O dimensionamento de um inversor depende da potência dos grupos de painéis
FV, tecnologia, características elétricas do módulo escolhido para o projeto,
características ambientais do local e por fim da topologia de instalação escolhida (ex.:
inversor central, inversor descentralizado, microinversor, instalação interna ou externa,
etc.) (PINHO e GALDINHO, 2014).
Assim como no projeto em Tauá, a topologia adotada no projeto KYOCERA será
de uma descentralização dos inversores. Essa filosofia permite que a usina continue
gerando uma grande parcela da energia máxima gerada mesmo que haja falha em um
dos inversores. Logo será adotado um inversor para cada dois grupos de painéis
Para que o inversor opere com uma eficiência alta, é necessário escolher um com
fator de dimensionamento pouco menor que o unitário para que haja maior custo
benefício. O dimensionamento do inversor deve ser de tal maneira que o inversor não
trabalhe por muito tempo em potências muito abaixo do normal e nem sobrecarregado
(PINHO e GALDINHO, 2014).
47
𝐹𝐷𝐼 =𝑃𝑖 (𝑊)
𝑃𝐺𝑉(𝑊𝑝) (3.13)
Onde:
𝐹𝐷𝐼 – Fator de dimensionamento do inversor 𝑃𝑖 – Potência nominal em corrente alternada do inversor 𝑃𝐺𝑉 –Potência pico do gerador fotovoltaico
Os valores inferiores e superiores mais comuns de FDI recomendados pelos
fabricantes situam-se na faixa de 0,75 a 1,05.
Comparando-se alguns modelos de inversores presentes no mercado de energia
fotovoltaica compatíveis com a configuração escolhida, ou seja, compatíveis com as
tensões e correntes dos grupos de painéis e FDI, pode-se escolher qual modelo de
inversor é mais adequado ao projeto.
Tabela 3-5 - Memória de cálculo do dimensionamento de inversor
Equipamento Corrente CC
máxima Tensão de
entrada Potência FDI
Dois grupos fotovoltaicos 2 x 80,9 = 161,8 A 665 V 161,8 x 665 V =
107,59 kWp -
Inversor Ingecon Sun 100 TL 260 A 900 V 100 kW 0,929
Inversor WEG Solar Central -SIW700 T060-22 220 A 800 V 80 kW 0,744
Inversor Sinexcel SW 100K 234 A 1000 V 110kW 1,022
Nota-se que o inversor Sun 100 TL da Ingecon possui FDI mais adequado e
dentro da faixa recomendada (PINHO e GALDINHO, 2014), logo esse modelo que será
usado para o estudo desse projeto. A figura 3.14 representa
Figura 3-14 - Inversor de frequência INGETEAM (INGETEAM, 2013)
48
Esse inversor trabalha com a potência máxima de 110 kW e possui alta eficiência,
(cerca de 98,40%). Uma das características que o adequa ao projeto é possuir um faixa
de tensão aceitável em suas entradas de 405-820 V. A maioria dos inversores possuem
tensão máxima de 600 V.
A entrada em operação e desligamento é feita de forma remota, o que é muito
desejável uma vez que dispensa a presença de um operador na usina.
Outras características podem ser analisadas na Tabela 3.5.
Tabela 3-6 Especificações do Inversor Ingecon Sun 100 TL (INGETEAM, 2013)
Os inversores são do tipo auto comutado a IGBT’s e, após a conversão, oferecem
uma tensão de saída de 220 V entre fases e 127 V entre fase e neutro, em corrente
alternada e frequência de 60Hz, para a sincronização com a rede.
3.3.1.3. Caixas de Controle de Arranjos.
Conhecidos como String boxes esse equipamento é utilizado para combinar as
saídas dos arranjos dos módulos fotovoltaicos para serem conectado nos inversores de
frequência. Esse equipamento deve ser escolhido conforme as configurações dos grupos
de painéis, ou seja, eles devem possuir entradas suficientes para cada arranjo do grupo e
suportar as correntes e tensões de entrada e saída desses arranjos. Um comparativo
entre três modelos usados em sistemas fotovoltaicos de características semelhantes ao
proposto nesse projeto pode ser observado na Tabela 3.7:
Arranjo dos modulos Recomendados 103 - 130 kWp 100 kW Resfriamento 2600 m³/h
Faixa de tensão MPP 405 - 820 V 110 kW consumo em "stand by" 30W
Maxima Tensão CC 900 V Corrente CA Máxima 326 A Consumo noturno 1W
Corrente Máxima CC 260 A Tensão CA 220 V Faixa de temperatura -20°C à 65°C
Entradas(CC) Frequência 50 / 60 Hz Umidade relativa 0 - 95%
MPPT 1 Fator de potência 1 Classe de proteção IP20
EFICIÊNCIA Fator de potência ajustável +/-0,9 ate o nominal
Eficiência Máxima 98,40% TDH <3%
Entrada(CC) Saída(CA) Informações Gerais
Modelo 100TL
49
Tabela 3-7 Comparativo entre modelo de caixas de controle de arranjo
Equipamento
Número de entradas/saídas
Corrente CC máxima
Tensão de entrada Preço
Grupos fotovoltaico 10 80,9 A 665 V -
ADVANCED ENERGY UL 1741 12 260 A 900 V R$
934,20
INGETEAM - Sun String Control 16 160 A 1000 V R$
1.200,00
PV master String Box (GAK] 15 250 A 900 V R$
980,00
Os três produtos comparados atendem às especificações propostas no projeto,
logo a escolha do modelo será por comparativo de preço.
O modelo escolhido para esse projeto é o UL 1741, CSA C22.2, CE listed @ 1000
VDC da marca ADVANCED ENERGY já que suporta até 1000 V de tensão e uma corrente
de 15 A por polo de conexão. Foi escolhido o modelo com 12 combinadores do modelo
tipo comum, pois esse atende tanto os limites de tensão, corrente e número de polos.
Outra característica desejável é que cada polo possua fusível de proteção individual o
que impede que uma sobre corrente em um ramo afete todo o sistema. As demais
características podem ser analisadas na tabela 3.8.
Tabela 3-8 Especificações da caixa de controle (ADVANCED ENERGY, 2011)
Especificações Combiner 12
Modelo Padrão Disco
Número máximo de entradas de linhas 12
Taxa de Corrente Continua (A) 180 250
Corrente Máxima por polo (A) 15 20
Tensão DC máxima nas entradas (V) 600 VDC CSA 1000 VDC UL, CE
Dimensões 16' x 14' x 8' 20' x 16' x 8'
Tamanho máximo do cabo de saída 1 x 350
50
3.3.1.4. Quadro de Baixa Tensão (QGBT)
Um quadro geral de baixa tensão conectará os dez inversores de frequência a um
transformador elevador de tensão. Composto por disjuntores e barramentos esse
quadro é necessário para permitir a flexibilização do uso da usina, fazendo-a operante
mesmo quando um arranjo está inativo por falha ou manutenção.
A corrente de saída dos inversores é calculada conforme a formula abaixo:
𝑃 = √3. 𝑉. 𝐼. 𝑐𝑜𝑠 𝜑; (3.13)
𝑃 = 107,6 𝑘𝑊; 𝑉 = 220 𝑉; 𝑐𝑜𝑠 𝜑 = 1;
𝐼 = 107,6 ∗ 103
220 ∗ √3𝐴 = 282,37
O disjuntor de saída do quadro é dimensionado para uma corrente dez vezes
maior que a corrente máxima de um inversor, aproximadamente 2823,7 A ou 3200 A
comercialmente.
Os disjuntores desse projeto são:
Para a chegada dos inversores – Disjuntores do tipo caixa moldada 300 A /
70 kA, provido de contatos auxiliares com um conjunto de conectores de
força e comando.
Para o Transformador elevador – Disjuntor do tipo caixa aberta 3200 A /
80 kA, comando motorizado, provido de bobinas de abertura e contatos
auxiliares.
3.3.1.5. Transformador Elevador de Tensão
Como a potência gerada da usina é considerada baixa, os custos da transmissão
em média tensão são mais economicamente viáveis para essa finalidade. Logo o modelo
do transformador deverá possuir uma relação de transformação 220/13.800 V. A
potência do transformador deve ser maior que a potência total gerada pela usina. Como
o dimensionamento da usina é para pouco mais de 1MW, um transformador deve
51
possuir potência nominal pouco maior que a da usina. Os outros fatores importantes
para a definição do transformador estão expostos na Tabela 3.9.
Tabela 3-9 Cálculo dos parâmetros do transformador
Transformador
Potência 1.250 kVA
Relação de transformação 220/13.800
Corrente máxima suportada (delimitada pela proteção) 2824 A
Corrente máxima na saída do transformador 2824*220/13.800 = 44,9A
Há vários modelos comerciais que atenderiam aos paramentos descritos acima,
logo escolha do transformador nos projetos será feita comparando-se os preços dos
equipamentos. A comparação de preço foi feita entre três marcas:
Modelo Preço
Contrafo R$ 80.000,00
Toshiba R$ 104.000,00
Zilmer R$ 83.000,00
O modelo escolhido nesse projeto é o COMTRAFO (figura 3.15), um transformador
trifásico a óleo com refrigeração ONAN (Óleo Natural Ar Natural), por possuir melhor
preço e confiabilidade.
Figura 3-15 – Transformado resfriado a óleo mineral da COMTRAFO (COMTRAFO, 2007)
52
3.3.1.6. Cubículo de média tensão
O cubículo de média tensão é um painel que possui equipamentos de proteção
como, um disjuntor a gás SF6 para extinção de arcos elétricos, uma chave seccionadora
com lamina de terra e equipamentos usados tanto na proteção como na medição de
energia gerada, um transformador de potencial e de corrente e por fim um medidor
digital multifuncional.
Esse painel é necessário para realização da conexão com a rede de modo seguro,
além de permitir o monitoramento da produção de energia da usina.
Esse painel é conectado ao transformador por barramentos isolados por meio de
canaletas subterrâneas. Esse tipo de equipamento possui certas vantagens sobre as
subestações como:
1. Resistentes a arcos internos
2. Alto grau de segurança para operadores
3. Operações simples e seguras
4. Fácil acesso aos compartimentos para manutenção por meio de portas e
tampas removíveis
5. Sistema de intertravamento contra operações incorretas
6. Deslocamento do disjuntor da posição teste até a inserção e vice-versa
com a porta do compartimento fechada
7. Seccionadora de aterramento opcional
8. Comando mecânico do disjuntor com a porta fechada
9. Possibilidade de acesso aos cabos pela porta da frente
As características elétricas dos equipamentos estão detalhadas na tabela 3.6:
53
Tabela 3-10 Especificações dos equipamentos de média tensão (ANEEL, 2012)
EQUIPAMENTOS SO CUBÍCULO DE MÉDIA TENSÃO DISJUNTOR À GAS SF6
TENSÃO NOMINAL V 15000 CLASSE DE TENSÃO V 24000 TENSÃO SUPORTÁVEL DE IMPULSO ATMOSFERICO kV 95 CORRENTE NOMINAL A 630 CAPACIDADE DE INTERRUPÇÃO EM CURTO-CIRCUITO kA 20
CICLO DE OPERAÇÕES - O-0,3s-CO-3mim-CO
NÚMERO DE POLOS - 3 CHAVE SECCIONADORA
NÚMERO DE POLOS - 3 MECANISMO DE COMANDO V 24000 ACIONAMENTO kV 95 CLASSE DE TENSÃO A 630 TENSÃO NOMINAL kA 20
CORRENTE NOMINAL CO O-0,3s-CO-3mim-CO
TRANSFORMADO DE POTENCIAL TENSÃO MÁXIMA V 15000 RELAÇÃO NOMINAL kV 13,8 - 0,115 CLASSE DE EXATIDÃO E CARGA NOMINAL - 0,6P75 FATOR DE SOBRETENSÃO - 1,15 QUANTIDADE - 3
TRANSFORMADO DE CORRENTE FATOR TÉRMICO NOMINAL - 1.2 RELAÇÃO DE TRANFORMAÇÃO V 50/5-5 CLASSE DE EXATIDÃO E CARGA NOMINAL kV 0,3C25/10B100 FATOR DE SOBRETENSÃO A 1,2 QUANTIDADE - 3
3.3.2. Projeto TITAN
O segundo projeto possui como base os projetos de minigeração adotados na
Índia que tem como modelo a usina fotovoltaica localizada na cidade de Asansol/Índia.
Em funcionamento desde 2009, essa usina foi a pioneira em microgeração no país
(CHAUDHURE, 2010). O objetivo em se basear no projeto indiano é considerar a
implantação de um projeto estrangeiro e analisar como ele pode se comportar no Brasil.
Portanto o segundo projeto utiliza como unidade geradora o painel Modelo TITAN M6-
54
72 da marca TITAN, o mesmo usado na usina indiana. As células fotovoltaicas são do
tipo silício policristalino, tipo mais comum na geração de energia em larga escala. As
células têm dimensões de 156x156mm e apresentam uma eficiência considerada
elevada para essa composição. Cada painel é composto por 72 células agrupadas
resultando em uma área total de 1,975x0,988m.
Esse modelo possui um vidro temperado de 4 mm de espessura para proteção
mecânica além de 3 diodos by-pass para proteção elétrica. As principais características
podem ser observadas nos Tabela 3.7:
Tabela 3-11 Características técnicas do painel TITAN (TITAN, 2010)
Características Técnicas
Modelo TITAN M6-72 300Wp
Potência máxima [W] 300
Tolerância de Potência [W] +0 até 4.9Wp ou 2,5%
Tensão Máxima [V] 36,72
Corrente Máxima [A] 8,17
Tensão em Circuito Aberto [V] 45,5
Corrente em Curto Circuito [A] 8,65
Tolerância dos Parâmetros Elétricos - ±5%
Tensão Máxima do Arranjo VCC 1000
Número, Tipo e Arranjo de Células - 72, Multicristalino - 12 x 6
Dimensões das Células - 6" x 6" / 156 x 156 mm
Número de diodos "by-pass" - 3
Corrente máxima dos fusíveis [A] 15 Coeficiente de temperatura para Potência (%/°C) -0,41 Coeficiente de temperatura para Corrente (%/°C) +0,04
Coeficiente de temperatura para Tensão (%/°C) -0,32
NOCT (°C) 45±1
55
3.3.2.1. Arranjos de Painéis
Esses painéis possuem potência nominal de 300 Wp para que a usina possua
potência instalada de 1 MW, seriam necessários 3333 painéis para atingir o objetivo de
potência. Porém, como há perdas na geração e transmissão, esse projeto será composto
por 3750 painéis, resultando em uma potência instalada de 1.125 MW.
A disposição de painéis desse projeto teve como a organização de um arranjo que
possui uma corrente mais elevada, o que é possível agrupando-se um maior número de
módulos em paralelo. Esse maior agrupamento possibilita o uso de um número menor
de inversores de maior potência.
Os arranjos serão compostos de 15 painéis ligados em série em formato de linha.
Como cada painel gera uma tensão de 36,72V isso resulta em uma tensão por linha de
550,8 VDC. Essas linhas painéis são agrupadas em 50 conjuntos em paralelo. Como cada
grupo tem como corrente nominal 8,17 A sendo corrente total do grupo é de 408,5 A.
Cada grupo possui potência instalada de 225 kW. A Tabela 3.8 exibe melhor os dados
desses grupos.
Tabela 3-8 Memória de cálculo configurações dos painéis TITAN
Tensão de saída de cada arranjo (15 painéis) 36,72 x 15 = 550,8 V
Corrente de saída de cada arranjo (15 painéis) 8,17 A
Tensão de saída de cada grupo (50 arranjos) 550,8 V
Corrente de saída de cada grupo (50 arramjos) 8,17 x 50 = 408,5 A
Como são necessários 3750 painéis para a potência desejada, e cada grupo possui
750 painéis. A usina possuiria 5 grupos.
Cálculo do efeito da temperatura no módulo
Conforme já mencionado, a atenuação máxima, calculada na tensão desse módulo
é de 5% em irradiações de 1000W/m².
56
Cálculo da distância entre as linhas dos painéis.
A distância das linhas dos painéis pode ser calculada a partir da equação (3.12) e
possível calcular que a distância média aproximada entres esses módulos é de 1.5m
considerando que os painéis estarão posicionados na altura do solo e inclinados de 24
graus.
3.3.2.2. Inversores de Frequência.
Para o dimensionamento dos inversores de frequência será adotada a mesma
metodologia do projeto KYOCERA, porém, como o número de grupos de painéis é menor,
será adotada uma topologia mais concentrada utilizando-se um inversor por grupo.
Nesse projeto deve-se considerar a corrente contínua máxima o inversor suporta,
portanto além do FDI foi analisada essa limitação de corrente.
Três modelos foram que atendem tecnicamente de tensão as especificações e
corretes dos grupos de painéis foram comparados na Tabela abaixo 3-14:
Tabela 3-12 Comparativo entre modelos de inversores para o projeto TITAN
Equipamento Potência FDI
Corrente CC máxima
Potência do grupo fotovoltaico 408,5 A x 550,8 V = 225,00 kWp - 408,5 A
Inversor ABB PVS800-57-0250kW-Ada 250 kW 1,111 600 A
Inversor WEG Solar Central SIW700T250-27 250 kW 1,111 525 A
Inversor Ingecon Sun 150 TL 195kW 0,866 357 A
A partir do comparativo conclui-se que o inversor da Ingecon não atende as
especificações de corrente do projeto, logo não pode ser utilizado. Os inversores da ABB
e da WEG possuem características muitos semelhantes e um FDI até um pouco superior
que o necessário, mas não impossibilita seus usos. Esse FDI alto foi gerado devido à alta
corrente dos grupos dos painéis, o que gera um superdimensionamento de
equipamentos elétricos na planta. Para escolha do inversor usado foi considerado o
diferencial do modelo da ABB, que já possui integrado ao seu equipamento à caixa de
controle dos painéis.
57
O modelo PVS800-57-0250kW-A é conhecido como inversores centrais, são
confiáveis, eficientes e de fácil instalação sendo focado para uso de geração fotovoltaica
em larga escala. Esse modelo comporta além da caixa de controle de arranjos como
citado anteriormente, um sistema de proteção elétrica tanto do lado de contínuo quanto
do lado alternado.
O inversor trabalha com tensão média de 600 V suportando uma corrente
máxima de 600 A. Também é fornecido com o modelo o software de supervisão e
controle que permite o controle automático e remoto do equipamento.
As características do modelo estão presentes na Tabela 3.13
Tabela 3-13 -Características técnicas do inversor ABB (ABB, 2011)
As características de corrente máxima, 408,5 A, e tensão máxima, 550,8 V são
adequadas ao inversor escolhido. Com 5 arranjos, serão necessários 5 inversores para
esse projeto.
3.3.2.3. QGBT Quadro Geral de Baixa Tensão
Modelo PVS800-57-0250kW-A
Potência 250 kW
Grau de Proteção IP22 / IP42 9)
Faixa Temperatura Ambiente -15 °C to +40 °C
Temperatura Máxima +50 °C
Umidade relativa 15% to 95%
Altitude Máxima (acima do mar) 2000 m
Ruido Máximo 75 dBA
Resfriamento 1880 m3/h
Monitoração de falha de terra Yes
Monitoração da rede Yes
Anti-lhamento Yes
CC polaridade reversa Yes
CA e CC curto circuito e sobre corrente Yes
CA e AC sobre tensão e temperatura Yes
Interface com usuario local ABB painel de controle local
Entradas Analógicas inputs / saídas 1/2
Entradas digitais / Saída Relés 3/1
Comunicação Modbus, PROFIBUS, Ethernet
Segurança CE conformity according to LV and EMC directives
Certificados VDE, CEI, UNE, RD, EDF, Golden Sun, BDEW
Suporte a rede Reactive power compensation, Power reduction, Low voltage ride through
Limites ambientais
Proteção
Interface com usuario e comunicação
Obsercv
CARACTERÍSTICAS
58
Como a Corrente desse projeto é bem maior que do anterior por ser mais
concentrada em menos inversores, disjuntores de baixa tensão serão diferentes, já que
necessitam resistir a uma maior corrente nominal. Porém como a potência total do
sistema é a mesma, o disjuntor do transformador poderá ser o mesmo. A partir das
equações (3.13)
𝑃 = √3. 𝑉. 𝐼. 𝑐𝑜𝑠 𝜑; (3.13)
𝑃 = 225 𝑘𝑊; 𝑉 = 220 𝑉; 𝑐𝑜𝑠 𝜑 = 1;
𝐼 = 225 ∗ 103
220 ∗ √3𝐴 = 590.47
O disjuntor de saída do quadro é dimensionado para uma corrente dez vezes
maior que a corrente máxima de um inversor, aproximadamente 2823,7 A ou 3200 A
comercialmente.
Os disjuntores desse projeto são:
Para a chegada dos inversores – Disjuntores do tipo caixa moldada 600 A /
42 kA, provido de contatos auxiliares com um conjunto de conectores de
força e comando.
Para o Transformador elevador – Disjuntor do tipo caixa aberta 3200 A /
80 kA, comando motorizado, provido de bobinas de abertura e contatos
auxiliares
3.3.2.4. Transformador elevador de tensão e cubículo de média tensão.
Para esse projeto, o transformador será do modelo da COMTRAFO e o cubículo
terá os equipamentos do projeto KYOCERA na sua composição. Por serem elementos
passivos, ou seja, não participam na geração de potência a escolha dos mesmos
equipamentos que o projeto anterior se deve ao fato que sendo iguais eles atuaram nos
dois sistemas de forma semelhando o que permite uma melhor comparação dos dois
projetos permitindo assim focar na comparação de geração dos dois projetos.
59
3.4. Conclusão
Nesse capítulo, foram analisados projetos de UFV com características diferentes,
porém com potência instalada muito próxima. Com essas características diferentes é
possível fazer uma comparação mais completa desses dois projetos possibilitando uma
análise de vantagens e desvantagem de cada um nos capítulos seguintes. As
características que influenciam na geração e no rendimento serão mais bem estudados
no capítulo seguintes, tais como perdas possíveis na geração como em condutores e
equipamentos.
60
Capítulo 4
Estudo de Produtividade de Energia
Para uma análise de viabilidade de qualquer tipo de usina é preciso realizar um
estudo de produtividade de energia ao longo do período de operação. Esse estudo é
necessário para que se possa estimar a quantidade de produto gerado e, junto com o
preço praticado pela energia, estimar o faturamento da UFV. As usinas fotovoltaicas
possuem uma peculiaridade em relação às demais fontes de energia, já que elas são
sazonais ao longo do dia, não havendo produção no período noturno. Além disso, há
outro fator que influencia na produção de energia muito difícil de ser quantificado que é
o sombreamento causado por nuvens. O regime de nuvens é muito imprevisível ao longo
do ano, porém seu efeito, em média, influencia de modo constante ao longo do mesmo
período.
Para cálculo da produtividade das usinas, é feita uma extrapolação do resultado
obtido por dois modos: O primeiro é o cálculo da produtividade usando-se informações
de radiação obtidos pelo RADIASOL2®, considerando que os painéis possuem
produtividade linear em relação a radiação que incidente nele. Foram usados os dados
de radiação em Belo Horizonte/MG. O segundo são dados reais de um sistema
fotovoltaico localizado no CEFET-MG, também instalado na cidade de Belo
Horizonte/MG. Os dois sistemas descritos possuem 3kWp de potência instalada, pois
essa é a características do sistema real. Os resultados obtidos deverão ser comparados
para se estimar os valores que serão produzidos nas plantas supracitadas. A
extrapolação é necessária, pois os sistemas analisados possuem como cidade sede Belo
Horizonte/MG e o sistema alvo desse estudo encontram-se me Montes Claros/MG. Por
meio dessa análise será possível obter informações mais sólidas sobre a quantidade de
energia gerada em função da radiação do local.
61
4.1. Avaliação do recurso solar
Nessa fase do projeto busca-se quantificar e qualificar a radiação global incidente
sobre o painel fotovoltaico. Devido a limitações de se obter dados precisos utilizados no
dimensionamento do sistema, muitas vezes é necessário utilizar métodos de tratamento
de dados que permitam estimar as grandezas de interesse.
Um gerador fotovoltaico tem suas características elétricas dependentes da
irradiância e da temperatura nos módulos, sendo a influência da irradiância muito mais
significativa do que a temperatura. A irradiância pode variar rapidamente durante o dia
devido principalmente por causa de nuvens.
Nas estimativas de geração de energia elétrica, é interessante ignorar os efeitos
de variação de irradiância a cada instante e considerar a quantidade de energia gerada
em intervalos de dias. A produção de energia elétrica convertida e a irradiação diária
possuem uma relação linear e pode ser ilustrada na figura 4.1.
Um dos métodos que se pode desconsiderar o efeito dos sombreamentos de
nuvens é através do número de Horas de Sol Pleno (HSP). Essa grandeza reflete o
número de horas que a radiação solar deve permanecer constante e igual a 1000W/m².
62
Figura 4-1 Perfis de radiação solar com valores diários com valores equivalente de HSP.(PINHO e GALDINHO, 2014)
Através da análise da figura 4.1, é possível observar a influência que as nuvens
provocam na geração dos geradores fotovoltaicos. Nos casos mais extremos, como em
dias de chuvas, a geração de energia pode ser até 6 vezes menor que em dias
ensolarados. Como o efeito de interferência das nuvens é grande, é muito importante
quantizar esse efeito na produção de energia.
4.2. Simulação de produtividade de energia por meio do RADIASOL 2 em comparação com um sistema real.
Como citado no capitulo 3, o RADIASOL 2 é um software computacional que
fornece informações sobre a irradiação solar em diferentes localidades do Brasil.
Através desses dados é possível calcular a energia gerada por um módulo que se
encontra e dessas localidades. Porém esse software não prevê efeitos depreciativos que
influenciam a geração de energia fotovoltaica como o efeito de sombreamento causado
63
por nuvens em dias nublados e dias de chuva. Logo os resultados da simulação serão
comparados a dados obtidos de um módulo real para se analisar os hiatos de produção.
O sistema simulado representa um sistema de 3000 𝑊𝑝 instalado na cidade de
Belo Horizonte, e possui grau de inclinação de 28⁰ em relação ao solo. Como não havia
informações sobre a área do sistema que será feito a comparação, foi-se estimado uma
área de 17,82 m² comparando vários modelos de mercado.
A partir dos dados de radiação, é possível por meio da equação 4.1, calcular a
quantidade de energia gerada por unidade de área:
𝐺 = ∑ 𝐼𝑜 ∗ 𝐴 ∗ 𝜂 , (4.1)
𝑛
𝑡=0
n – Número de dias no mês;
𝐼𝑜– Radiação média diária do mês em questão (kWh/m².dia);
A – Área total de painéis fotovoltaicos;
η – Eficiência do painel;
Para que esse cálculo se aproxime mais dos valores reais, é preciso que sejam
considerados as perdas de cada equipamento. As perdas são geradas por diversos
motivos, sendo os principais: a queda de tensão no lado C.C., queda no lado C.A.,
eficiência do inversor, diodos e conexões, degradação por incidência inicial da luz,
transformadores de isolamento e sombreamento. As principais perdas típicas podem ser
observadas na tabela 4.1 com valores mínimos e máximos encontrados.
64
Tabela 4-1Perdas Típicas de transmissão em um Sistema Fotovoltaico (VILLALVA e GAZOLI, 2010)
Perda Variação mínima
e máxima da Perda
Valores de perdas adotado
Temperatura -3% à 6% 1,0%
Perdas nos condutores no lado C.C 1% à 3% 2,0%
Perdas nos condutores no lado C.A. 0,7% à 2% 2,0%
Eficiência do Inversor na conversão 1% à 15% 2,0%
Sombreamento 0% à 100% 0,0%
Diodos e conexões 0,3% à 1,0% 1,0%
Transformadores 2% à 4% 2,0%
Sujeira nos módulos 2% à 25% 5,0%
Perdas Total de Transmissão 15.0%
Na Tabela foram apresentadas as perdas para uma planta de geração fotovoltaica.
Como os projetos possuem algumas diferenças, alguns dos valores das perdas típicas serão
diferentes. Utilizando-se a soma desses valores de todas as perdas, poderemos estimar uma
geração fotovoltaica esperada com perdas, proporcionando assim, valores mais reais aos
estudos de viabilidade econômica.
Após o cálculo da produtividade do módulo usando as informações de radiação
do RADIASOL 2, esses resultados foram tabelados e agrupados junto a informações
obtidas de um modulo real de características físicas e elétricas semelhantes. A tabela 4.2
contém os resultados dos valores simulados e medidos.
65
Tabela 4-2 -Valores medidos e simulados de energia gerada
Energia Total por mês
Meses Energia Mensal (kWh) Energia Mensal Simulada Radiasol2 (kWh)
Razão entre os valores reais e simulados
jan/13 277,84 407,95 68,11%
fev/13 332,90 414,90 80,24%
mar/13 285,03 380,15 74,98%
abr/13 264,40 346,80 76,24%
mai/13 233,22 301,62 77,32%
jun/13 277,24 288,42 96,12%
jul/13 271,40 305,79 88,75%
ago/13 277,30 354,44 78,24%
set/13 300,44 385,02 78,03%
out/13 308,61 401,70 76,83%
nov/13 299,41 387,10 77,35%
dez/13 253,36 374,59 67,64%
Nota-se que os valores de energia obtidos pela medição são sempre menores que
os valores simulados pelo RADIASOL 2. Isso se dá por dois principais motivos. O
primeiro é pelo fato de que o RADIASOL 2 não inclui em seus dados as informações
sobre influência de nuvens. As nuvens provocam uma perda na geração e, no caso de
Belo Horizonte, a maior incidência de nuvens acontece no verão, pois esse é o período
mais chuvoso. Logo é identificável que nos meses do verão, a diferença nos valores é
maior em comparação com outros períodos. O segundo ponto que explica a diferença
entre os valores são as perdas (como as descritas acima) que reduzem a quantidade de
energia gerada disponível para o sistema elétrico.
Após a análise desses resultados, será considerado nesse estudo que as perdas de
produção em Montes Claros/MG, será proporcionalmente igual ao encontrado em Belo
Horizonte/MG, ou seja, será simulado a energia gerada usando-se os dados de radiações
do software e os valores encontrados serão reduzidos do percentual da diferença entre o
valor real e o simulado em Belo Horizonte/MG.
66
4.3. Simulação de produtividades dos Projetos em Montes Claros
Para se estimar qual seria a produtividade anual dos dois projetos, foram usados
os dados do próprio projeto, como o tipo e número de painéis, a eficiência de cada
equipamento e área de produção junto com os dados de radiação solar do local
escolhido obtidas com o RADIASOL 2. Usando a mesma metodologia do subcapitulo
anterior, foi calculada a quantidade máxima de energia gerada usando-se a equação 4.1 e
logo em seguida, foi considerado as perdas em cada mês. Para atingir um valor mais
próximo aos valores reais, foi considerado que em cada mês é igual as perdas do modelo
simulado em Belo Horizonte. Logo, na tabela abaixo encontra-se os valores de
produtividade esperada para os dois projetos localizados em Montes Claros, tanto ideal
como considerando as perdas encontradas na sessão 4.2.
67
Tabela 4-3 Valores de produtividade de energia dos projetos ao longo de um ano
Energia Total por mês KYOCERA Energia Total por mês TITAN
Meses
Energia Mensal Simulada RADIASOL 2 (kWh)
Energia Mensal Real Com Perdas (kWh)
Parcela de geração considerando-se perdas de geração
Energia Mensal Real Com Perdas (kWh)
Energia Mensal Simulada RADIASOL 2 (kWh)
Parcela de geração considerando-se perdas de geração
jan/13 210276.00 143210.24 68.11% 196242.
67 133652.72 68.11%
fev/13 200653.20 160995.32 80.24% 187262.
07 150250.86 80.24%
mar/13 195663.60 146703.67 74.98% 182605.
46 136913.01 74.98%
abr/13 177843.60 135589.74 76.24% 165974.
73 126540.80 76.24%
mai/13 166795.20 128969.59 77.32% 155663.
67 120362.45 77.32%
jun/13 157172.40 151081.67 96.12% 146683.
08 140998.83 96.12%
jul/13 171784.80 152464.80 88.75% 160320.
28 142289.65 88.75%
ago/13 194950.80 152521.97 78.24% 181940.
23 142343.01 78.24%
set/13 187822.80 146562.88 78.03% 175287.
94 136781.61 78.03%
out/13 185684.40 142654.43 76.83% 173292.
25 133134.00 76.83%
nov/13 179982.00 139209.18 77.35% 167970.
42 129918.68 77.35%
dez/13 197802.00 133785.07 67.64% 184601.
15 124856.57 67.64%
Energia Total KYOCERA Energia Total TITAN
Energia Mensal Simulada RADIASOL 2 (kWh)/ano
Energia Mensal Real Com Perdas (kWh)/ano
Energia Mensal Real Com Perdas (kWh)/ano
Energia Mensal Simulada RADIASOL 2 (kWh)/ano
2.226.430.80 1.733.748.561 2.077.843.953 1.618.042.188
68
4.4. Conclusão
Utilizando as informações de radiação solar na área do RADIASOL 2 e fazendo uso
da equação de produtividade, é possível estimar a produtividade de um módulo
fotovoltaico. Porém os dados simulados não podem representar o cenário real fielmente,
pois esse não considera algumas perdas de produtividade que afetam o sistema. Logo se
faz necessário utilizar um método complementar para se estimar essas perdas. Assim
foram comparados os valores simulados e dados obtidos de um sistema real, ambos em
ambientes similares para que, fosse possível estimar as perdas de produção.
Considerando-se as perdas encontradas na geração e transmissão, é possível se
encontrar valores de energia gerada mais próximos dos reais.
Com a informação de produtividade esperada anualmente, é possível realizar
uma análise de investimento dos dois projetos e analisar a viabilidade econômica de
cada um, que estão descritas no próximo capítulo
69
Capítulo 5
Estudo de Viabilidade Econômica
Para realizar estudos de viabilidade para sistemas fotovoltaicos de modo geral,
deve-se sempre recorrer à legislação aplicada no local. Afinal, como uma análise
econômica representa os ganhos financeiros do projeto, deve-se sempre ter
conhecimento da remuneração e das políticas previstas aplicáveis à dimensão da planta
fotovoltaica em estudo.
Os principais indicadores econômicos para análise de projetos, como esse em
caso, são o Tempo de Retorno, a Amortização, VPL (Valor Presente Líquido) e o TIR
(Taxa Interna de Retorno).
5.1. Políticas fiscais de Incentivo à Energia Fotovoltaica
Com a crescente necessidade de expandir e diversificar a matriz energética do
Brasil, algumas políticas de incentivo foram criadas para esse fim. Elas beneficiam, na
sua maioria com incentivos tributários, a implantação de unidades geradoras de energia
renováveis e de infraestrutura de transmissão e distribuição desse tipo de energia. São
três principais incentivos: (i) Regime Especial de Incentivos para o Desenvolvimento da
Infraestrutura (REIDI), que promove incentivos fiscais e fomenta o desenvolvimento de
Infraestrutura de várias áreas entre elas a geração e distribuição de energia elétrica; (ii)
As resoluções normativas 481 e 482 da ANEEL, que inserem medidas no sentido de
reduzir barreiras econômicas e burocráticas para o desenvolvimento dessa fonte de
energia, já bastante utilizada em diversos países e ainda incipiente no Brasil; (iii) a Lei nº
20.849 do governo de MINAS, regulamentada pelo decreto nº 46296 de 14 de agosto de
2013, que forma o Programa Mineiro de Energia Renovável – Energia de Minas, que
concede incentivos fiscais e tratamento tributário diferenciado aos empreendimentos
localizados em Minas Gerais.
70
5.1.1. Regime Especial de Incentivos para o Desenvolvimento da Infraestrutura (REIDI)
Disposto nos arts. 1° a 5º da Lei nº 11.488, de 15 de junho de 2007 e
regulamentado pela instrução normativa RFB n 758 de 25 de julho de 2007. O REIDI foi
criado para beneficiar empreendimentos que tenham projetos aprovados para
implantação de infraestrutura em vários setores, inclusive energia. Para que a empresa
possa ser beneficiária desse regime, é necessário que ela não seja optante do Sistema
Integrado de Pagamento de Impostos e Contribuições das Microempresas e das
Empresas de Pequeno Porte - Simples ou pelo Simples Nacional, de que trata a Lei
Complementar nº 123, de 14 de dezembro de 2006, e esteja em regularidade fiscal em
relação à impostos e contribuições relacionadas a Receita Federal.
O REIDI prevê que no caso de venda ou de importação de máquinas, aparelhos,
instrumentos e equipamentos novos, e de materiais de construção para utilização ou
incorporação em obras de infraestrutura destinadas ao ativo imobilizado, fica suspensa
a exigência:
I - da Contribuição para o Programa de Integração Social e de Formação do
Patrimônio do Servidor Público PIS/PASEP e da Contribuição para o Financiamento da
Seguridade Social - COFINS incidentes sobre a venda no mercado interno quando os
referidos bens ou materiais de construção forem adquiridos por pessoa jurídica
beneficiária do REIDI;
II - da Contribuição para o PIS/Pasep-Importação e da COFINS-Importação,
quando os referidos bens ou materiais de construção forem importados diretamente por
pessoa jurídica beneficiária do REIDI.
Em resumo, os empreendimentos beneficiados por esse regime possuem alíquota
0 (zero) para os impostos de PIS/COFINS. Como esses impostos possuem taxa de 1,65%
PIS/PASEP e de 7,6% para o COFINS de incidência não cumulativa, esse recurso
representa uma significativa redução nos preços dos produtos e serviços.
Para recebimento do REIDI, a empresa de privada deve ser a titular do projeto de
implantação de geração e transmissão elétrica deverá requerer o enquadramento à
ANEEL com um requerimento assinado pelo presidente, responsável técnico e contador
da empresa titular do projeto acompanhado das seguintes informações:
71
I - da Pessoa Jurídica Titular do Projeto:
a) razão social;
b) número de inscrição no Cadastro Nacional da Pessoa Jurídica - CNPJ; e
c) nome e número de inscrição no Cadastro de Pessoa Física - CPF do Presidente,
do Responsável Técnico e do Contador da empresa;
II - do Projeto de Infraestrutura de Energia Elétrica:
a) nome do empreendimento;
b) número do processo do ato de outorga do projeto;
c) número do ato de autorização ou concessão do projeto;
d) localização do projeto: Município (s) e Unidade (s) da Federação;
e) descrição do projeto, com indicação da data de conclusão e da categoria de
enquadramento do projeto de acordo com o art. 4º, compreendendo:
1. para projetos de geração: potência instalada em kW, número de máquinas,
sistema de transmissão de interesse restrito, tipo de fonte e, em caso de fonte térmica,
tipo de combustível.
f) justificativa do pleito, contendo benefícios esperados do investimento de
infraestrutura para o desenvolvimento econômico e social da região de localização do
projeto;
III - estimativas dos investimentos e do valor de suspensão dos impostos e
contribuições a título de REIDI, tendo como base o mês anterior à data de apresentação
do requerimento referido no art. 1º, na forma do Anexo, assinado pelo Presidente, pelo
Responsável Técnico e pelo Contador da pessoa jurídica titular do projeto e enviado
para a ANEEL, inclusive em arquivo digital, obtido no sítio eletrônico da Agência,
contendo o seguinte:
a) investimentos em bens (máquinas, equipamentos e materiais de construção),
serviços de terceiros e outros a serem adquiridos com incidência de PIS/PASEP e
COFINS durante o período de fruição do Regime Especial; e
b) investimentos em bens (máquinas, equipamentos e materiais de construção),
serviços de terceiros e outros a serem adquiridos sem incidência de PIS/PASEP e
COFINS durante o período de fruição do Regime Especial.
A ANEEL será responsável pela análise da solicitação e conferir se projeto está
adequado aos termos da Lei e da regulamentação do REIDI. Após aprovação, a ANEEL
instruirá Processo e o encaminhará ao Ministério de Minas e Energia, contendo os
72
documentos apresentados e a manifestação acerca da adequação do pleito. Se aprovado
pelo Ministério, o projeto será considerado válido mediante a publicação no Diário
Oficial da União, de portaria específica do Ministério de Minas e Energia, a qual conterá
estimativas dos investimentos e da suspenção dos impostos e contribuição decorrente
do REIDI.
5.1.2. Resoluções Normativas 481 e 482 da ANEEL
Essas resoluções possuem como objetivo estabelecer as condições gerais para o
acesso de microgeração e minigeração distribuída aos sistemas de distribuição de
energia elétrica. A norma define em seu texto os critérios adotados para classificação de
microgeração e minigeração da seguinte maneira:
I - microgeração distribuída: central geradora de energia elétrica, com potência
instalada menor ou igual a 100 kW e que utilize fontes com base em energia hidráulica,
solar, eólica, biomassa ou cogeração qualificada, conforme regulamentação da ANEEL,
conectada na rede de distribuição por meio de instalações de unidades consumidoras; II
- minigeração distribuída: central geradora de energia elétrica, com potência instalada
superior a 100 kW e menor ou igual a 1 MW para fontes com base em energia hidráulica,
solar, eólica, biomassa ou cogeração qualificada, conforme regulamentação da ANEEL,
conectada na rede de distribuição por meio de instalações de unidades consumidoras. O
incentivo que veio por meio do seguinte artigo:
“Art. 3º-A Para a fonte solar referida no art. 1º fica estipulado o desconto de 80%
(oitenta por cento), para os empreendimentos que entrarem em operação comercial até
31 de dezembro de 2017, aplicável nos 10 (dez) primeiros anos de operação da usina,
nas tarifas de uso dos sistemas elétricos de transmissão e de distribuição – TUST e
TUSD, incidindo na produção e no consumo da energia comercializada. §1º O desconto
de que trata o caput, será reduzido para 50% (cinquenta por cento) após o décimo ano
de operação da usina. §2º Os empreendimentos que entrarem em operação comercial
após 31 de dezembro de 2017 farão jus ao desconto de 50% (cinquenta por cento) nas
referidas tarifas.”
73
A TUSD é um dos componentes do preço nos contratos de energia elétrica de
grandes consumidores de energia elétrica (eletro-intensivos), especificamente no que
diz respeito ao transporte desta energia no Sistema Interligado Nacional.
Resumindo, As usinas fotovoltaicas possuem um menor preço base de venda, o
que faz que a lucratividade da operação seja maior.
5.1.3. Programa Mineiro de Energia Renovável – Energia de Minas
O Programa tem como objetivo promover e incentivar a produção e consumo de
energia de fontes renováveis e contribuir com o desenvolvimento sustentável.
Para fins do referido Programa entende-se por energia renovável a energia
elétrica de fonte solar, eólica, biomassas, biogás e hidráulica gerada em Centrais de
Geração Hidrelétrica – CGHs – e Pequenas Centrais Hidrelétricas – PCHs.
Serão concedidos incentivos fiscais e tratamento tributário diferenciado aos
empreendimentos localizados em Minas Gerais, na forma da legislação tributária, nos
seguintes casos:
I - produção de peças, partes, componentes e ferramentas utilizados na geração de
energia renovável;
II - no material a ser utilizado como insumo nas obras de construção civil necessárias
aos empreendimentos de geração de energia renovável;
III - na infraestrutura de conexão e de transmissão que se faça necessária aos
empreendimentos geradores de energia renovável para sua interligação no Sistema
Interligado Nacional; IV - no fornecimento da energia elétrica produzida a partir de usinas geradoras
de energia de fonte solar, eólica, biogás, biomassa de reflorestamento, biomassa de
resíduos urbanos, biomassa de resíduos animais ou hidráulica de CGHs, por um prazo de
quinze anos a contar da data de sua entrada em operação.
A solicitação fica sujeita à aprovação do Comitê de Análise e Acompanhamento
das Propostas de Parceria e do cumprimento de outras exigências legais.
Outro benefício é o oferecimento de uma linha de financiamento específica aos
empreendimentos de energia renovável, além da Secretaria de Estado de
74
Desenvolvimento Econômico oferecer o apoio na identificação de arranjos financeiros
que possam viabilizar a instalação de empreendimentos de energia renovável no Estado.
Apesar de anunciar vários incentivos para os empreendimentos em Minas Gerais,
não há nenhum benefício específico citado como a diminuição de uma alíquota de ICMS
ou ISS. Logo se interpreta que cada projeto deve receber benefícios de acordo com as
características e importância como nível de inovação empreendedorismo que possam
beneficiar e trazer riquezas ao Estado no futuro próximo.
5.2. Investimento dos empreendimentos
A primeira análise que deve ser feita para o estudo de viabilidade econômica de
cada projeto é o levantamento dos custos de investimento de cada um deles. Por meio
dos custos dos equipamentos, terreno, projeto, mão-de-obra, transmissão e impostos é
possível calcular através desses valores de dívida inicial, quando será o retorno através
dos adventos provenientes da geração.
O levantamento de preços foi feito por meio de consulta a fornecedores e
cotações escolhendo-se sempre os menores. O projeto foi considerado como detentor do
benefício do REIDI, logo todos os produtos e serviços possuem alíquota de PIS/COFINS
zeradas. A parcela de serviço foi considerada como sendo 25% do preço dos materiais, já
que essa é a quantidade normalmente adotada por construtoras de sistemas elétricos Os
resultados obtidos podem ser observados na Tabela 5.1:
75
Tabela 5-1 Tabela com os custos de implantação da UFV
ISS
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IPI
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itário
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76
5.3. Tarifa Elétrica para sistemas fotovoltaicos
Agência Nacional de Energia Elétrica – ANEEL colocou em audiência pública, no
período de 16/10/14 a 10/11/14, a proposta de alteração nos limites do Preço de
Liquidação das Diferenças – PLD de energia elétrica para 2015, para os valores máximo
e mínimo de R$388,04/MWh e R$30,26/MWh. O preço médio final negociado para a
energia solar foi de R$215,12/MWh, representando deságio de 17,9% em relação ao
valor inicial. O valor é reajustado anualmente pelo Índice de Preços ao Consumidor
Amplo (IPCA), publicado pelo Instituto Brasileiro de Geografia e Estatística (IBGE), nos
termos do Contrato de Energia de Reserva(CER). Para esse estudo, foi considerado o
valor do IPCA do ano de 2014 que possui um acumulado de 6,5554%.
5.4. Tempo de Retorno
O Tempo de Retorno é o período de tempo necessário para que se obtenha
retorno de todo o investimento feito em alguma aplicação. Esse termo é muito utilizado
para aplicações elétricas e de eficiência energética para analisar a sua viabilidade
econômica.
Apesar de ser um método de análise geral, é limitado. Nesse indicador não é
considerado risco, correção monetária ou financiamento. Ele é simplesmente o valor
onde o lucro líquido iguala ao valor aplicado no investimento analisado.
O valor do investimento inicial foi considerado como referência para o Tempo de
Retorno, ou seja, o tempo de venda de energia em que o valor arrecadado foi igual ao
valor investido inicialmente será o Tempo de Retorno (GITMAN, 2001).
Nas Tabelas que se seguem, foram informadas a geração esperada em cada caso,
conforme cálculo da seção 4, e baseados nestes valores, foram calculados geração
considerando o fator de depreciação do painel ao longo dos anos. Segundo as
especificações, os fatores de depreciação de geração são aproximadamente de 1%/ano
para o projeto KYOCERA 0,85%/ano para o projeto TITAN valores que dependem das
características construtivas dos módulos. Além disso, para atingir ao valor de geração
real, foram consideradas perdas elétricas do sistema descritos no capítulo anterior,
diminuindo assim os valores comercializados de energia.
77
As tarifas de energia foram atualizadas em 6,5554% ao ano, conforme critérios
expostos no início da seção 5.3 e valor inicial estimado 0,22 centavos/kWh. Com esses
valores, os faturamentos anuais foram calculados, estipulando o número de anos de
operação do sistema em que a receita obtida pagaria integralmente os custos do
investimento inicial.
𝑇𝑅 = 𝑛/ ∑ 𝐹𝐶𝑛 = 𝐼0𝑛𝑡=0 (5.1)
𝑛 - Número de anos; 𝐼0 - Investimento Inicial 𝐹𝐶𝑛 – Fluxo de caixa referente ao ano n
Os valores iniciais do valor em caixa representam os custos de implantação dos
empreendimentos. A cada ano o fluxo de caixa é acrescido da remuneração gerada pela
venda de energia do ano, considerando a energia gerada menos as perdas e o preço
estimado da tarifa elétrica.
Memória de Cálculo:
𝑉𝑎𝑙𝑜𝑟 𝑒𝑚 𝐶𝑎𝑖𝑥𝑎 𝑖𝑛𝑖𝑐𝑖𝑎𝑙 = −𝐼𝑛𝑣𝑒𝑠𝑡𝑖𝑚𝑒𝑛𝑡𝑜 𝑖𝑛𝑖𝑐𝑖𝑎𝑙 𝑜𝑟ç𝑎𝑑𝑜 𝑑𝑜 𝑝𝑟𝑜𝑗𝑒𝑡𝑜
𝑅𝑒𝑚𝑢𝑛𝑒𝑟𝑎çã𝑜 = (𝐺𝑒𝑟𝑎çã𝑜 − 𝑃𝑒𝑟𝑑𝑎𝑠(15% 𝑑𝑎 𝐺𝑒𝑟𝑎çã𝑜) ) ∗ 𝑃𝑟𝑒ç𝑜 𝑑𝑎 𝑡𝑎𝑟𝑖𝑓𝑎 𝐸𝑙é𝑡𝑟𝑖𝑐𝑎
𝑉𝑎𝑙𝑜𝑟 𝑒𝑚 𝐶𝑎𝑖𝑥𝑎 𝑎𝑡𝑢𝑎𝑙 = 𝑉𝑎𝑙𝑜𝑟 𝑒𝑚 𝑐𝑎𝑖𝑥𝑎 𝑑𝑜 𝑎𝑛𝑜 𝑎𝑛𝑡𝑒𝑟𝑖𝑜𝑟 + 𝑅𝑒𝑚𝑢𝑛𝑒𝑟𝑎çã𝑜 𝐷𝑒𝑝𝑟𝑒𝑐𝑖𝑎çã𝑜 𝑑𝑎 𝑔𝑒𝑟𝑎çã𝑜 = 𝐺𝑒𝑟𝑎çã𝑜 – (𝐹𝑎𝑡𝑜𝑟 𝑑𝑒 𝑑𝑒𝑝𝑟𝑒𝑐𝑖𝑎çã𝑜 𝑑𝑜 𝑝𝑟𝑜𝑗𝑒𝑡𝑜 ∗ 𝐺𝑒𝑟𝑎çã𝑜) Aplicando-se esses conceitos no Projeto KYOCERA: Ano 1:
𝑉𝑎𝑙𝑜𝑟 𝑒𝑚 𝑐𝑎𝑖𝑥𝑎 𝑖𝑛𝑖𝑐𝑖𝑎𝑙 = 𝑅$ − 8.672.081,29 ; 𝐺𝑒𝑟𝑎çã𝑜 = 1.733.748,56 𝑘𝑊ℎ
𝑅𝑒𝑚𝑢𝑛𝑒𝑟𝑎çã𝑜 = 1.733.748,56 − 260.062,28 ∗ 𝑅$ 0,22 = 𝑅$ 324.210,98 𝑉𝑎𝑙𝑜𝑟 𝑒𝑚 𝐶𝑎𝑖𝑥𝑎 𝑎𝑡𝑢𝑎𝑙 = −𝑅$ 8.672.081,29 + 𝑅$ 324.210,98 = −𝑅$ 8.347.870,30
𝐷𝑒𝑝𝑟𝑒𝑐𝑖𝑎çã𝑜 𝑑𝑎 𝑔𝑒𝑟𝑎çã𝑜 = 1.733.748,56 ∗ 0,99 = 1.716.411,08
𝑃𝑟𝑒ç𝑜 𝑑𝑎 𝑡𝑎𝑟𝑖𝑓𝑎 𝐸𝑙é𝑡𝑟𝑖𝑐𝑎 = 𝑅$ 0,22 ∗ 1,065554 = 𝑅$ 0,23
Ano 25:
78
𝑉𝑎𝑙𝑜𝑟 𝑒𝑚 𝑐𝑎𝑖𝑥𝑎 = 𝑅$ 7.888.698,09 ; 𝐺𝑒𝑟𝑎çã𝑜 𝑎𝑛𝑜 25 = 1.362.168,35 𝑘𝑊ℎ
𝑅𝑒𝑚𝑢𝑛𝑒𝑟𝑎çã𝑜 = 1.362.168,35 − 204.325,25 ∗ 𝑅$ 1,01 = 𝑅$ 1.169.185,77
𝑉𝑎𝑙𝑜𝑟 𝑒𝑚 𝐶𝑎𝑖𝑥𝑎 𝐹𝑖𝑛𝑎𝑙 = 𝑅$ 6.719.512,33 + 𝑅$ 1.169.185,77 = 𝑅$ 7.888.698,09
Tabela 5-2 Tabela com o tempo de retorno Projeto KYOCERA
Estudo Econômico Projeto KYOCERA
Ano Geração com Depreciação (kwh/ano)
Geração com Perdas (15%)
Tarifa Elétrica (kWh)
Remuneração Valor em Caixa
1 1.733.748,56 1.473.686,28 R$ 0,22 R$ 324.210,98 -R$ 8.672.081,29
2 1.716.411,08 1.458.949,41 R$ 0,23 R$ 342.009,66 -R$ 8.347.870,30
3 1.699.246,96 1.444.359,92 R$ 0,25 R$ 360.785,47 -R$ 8.005.860,64
4 1.682.254,50 1.429.916,32 R$ 0,27 R$ 380.592,04 -R$ 7.645.075,17
5 1.665.431,95 1.415.617,16 R$ 0,28 R$ 401.485,95 -R$ 7.264.483,14
6 1.648.777,63 1.401.460,99 R$ 0,30 R$ 423.526,91 -R$ 6.862.997,18
7 1.632.289,85 1.387.446,38 R$ 0,32 R$ 446.777,89 -R$ 6.439.470,27
8 1.615.966,96 1.373.571,91 R$ 0,34 R$ 471.305,31 -R$ 5.992.692,39
9 1.599.807,29 1.359.836,19 R$ 0,37 R$ 497.179,24 -R$ 5.521.387,08
10 1.583.809,21 1.346.237,83 R$ 0,39 R$ 524.473,62 -R$ 5.024.207,84
11 1.567.971,12 1.332.775,45 R$ 0,42 R$ 553.266,41 -R$ 4.499.734,22
12 1.552.291,41 1.319.447,70 R$ 0,44 R$ 583.639,88 -R$ 3.946.467,81
13 1.536.768,50 1.306.253,22 R$ 0,47 R$ 615.680,81 -R$ 3.362.827,93
14 1.521.400,81 1.293.190,69 R$ 0,50 R$ 649.480,74 -R$ 2.747.147,12
15 1.506.186,80 1.280.258,78 R$ 0,54 R$ 685.136,23 -R$ 2.097.666,38
16 1.491.124,93 1.267.456,19 R$ 0,57 R$ 722.749,16 -R$ 1.412.530,14
17 1.476.213,69 1.254.781,63 R$ 0,61 R$ 762.426,97 -R$ 689.780,98
18 1.461.451,55 1.242.233,82 R$ 0,65 R$ 804.283,04 R$ 72.645,99
19 1.446.837,03 1.229.811,48 R$ 0,69 R$ 848.436,94 R$ 876.929,04
20 1.432.368,66 1.217.513,36 R$ 0,74 R$ 895.014,82 R$ 1.725.365,98
21 1.418.044,98 1.205.338,23 R$ 0,78 R$ 944.149,76 R$ 2.620.380,80
22 1.403.864,53 1.193.284,85 R$ 0,83 R$ 995.982,13 R$ 3.564.530,56
23 1.389.825,88 1.181.352,00 R$ 0,89 R$ 1.050.660,01 R$ 4.560.512,69
24 1.375.927,62 1.169.538,48 R$ 0,95 R$ 1.108.339,63 R$ 5.611.172,70
25 1.362.168,35 1.157.843,09 R$ 1,01 R$ 1.169.185,77 R$ 6.719.512,33
R$ 7.888.698,09
79
Aplicando-se esses conceitos no Projeto TITAN: Ano 1:
𝑉𝑎𝑙𝑜𝑟 𝑒𝑚 𝑐𝑎𝑖𝑥𝑎 𝑖𝑛𝑖𝑐𝑖𝑎𝑙 = 𝑅$ − 9.096.818,71; 𝐺𝑒𝑟𝑎çã𝑜 = 1.618.042,19 𝑘𝑊ℎ
𝑅𝑒𝑚𝑢𝑛𝑒𝑟𝑎çã𝑜 = 1.618.042,19 − 242.706,33 ∗ 𝑅$ 0,22 = 𝑅$ 302.573,89
𝑉𝑎𝑙𝑜𝑟 𝑒𝑚 𝐶𝑎𝑖𝑥𝑎 𝑎𝑡𝑢𝑎𝑙 = −𝑅$ 9.096.818,71 + 𝑅$ 302.573,89 = −𝑅$ 8.794.244,82
𝐷𝑒𝑝𝑟𝑒𝑐𝑖𝑎çã𝑜 𝑑𝑎 𝑔𝑒𝑟𝑎çã𝑜 = 1.618.042,19 ∗ 0,9915 = 1.604.288,83
Ano 25:
𝑉𝑎𝑙𝑜𝑟 𝑒𝑚 𝑐𝑎𝑖𝑥𝑎 = 𝑅$ 6.707.419,44; 𝐺𝑒𝑟𝑎çã𝑜 𝑎𝑛𝑜 25 = 1.318.302,53 𝑘𝑊ℎ
𝑅𝑒𝑚𝑢𝑛𝑒𝑟𝑎çã𝑜 = 1.318.302,53 − 197.745,38 ∗ 𝑅$ 1,01 = 𝑅$ 1.131.534,56
𝑉𝑎𝑙𝑜𝑟 𝑒𝑚 𝐶𝑎𝑖𝑥𝑎 𝑎𝑡𝑢𝑎𝑙 = 𝑅$ 5.575.884,88 + 𝑅$ 1.131.534,56 = 𝑅$ 6.707.419,44
80
Tabela 5-3 Tabela com o tempo de retorno Projeto TITAN
Ano Geração com Depreciação (kwh/ano)
Geração com Perdas (15%)
Tarifa Elétrica (kWh)
Remuneração Valor em Caixa
1 1.618.042,19 1.375.335,86 R$ 0,22 R$ 302.573,89 -R$ 9.096.818,71
2 1.604.288,83 1.363.645,51 R$ 0,23 R$ 319.668,34 -R$ 8.794.244,82
3 1.590.652,37 1.352.054,52 R$ 0,25 R$ 337.728,58 -R$ 8.474.576,47
4 1.577.131,83 1.340.562,06 R$ 0,27 R$ 356.809,16 -R$ 8.136.847,90
5 1.563.726,21 1.329.167,28 R$ 0,28 R$ 376.967,73 -R$ 7.780.038,74
6 1.550.434,54 1.317.869,36 R$ 0,30 R$ 398.265,20 -R$ 7.403.071,00
7 1.537.255,84 1.306.667,47 R$ 0,32 R$ 420.765,90 -R$ 7.004.805,81
8 1.524.189,17 1.295.560,79 R$ 0,34 R$ 444.537,83 -R$ 6.584.039,90
9 1.511.233,56 1.284.548,53 R$ 0,37 R$ 469.652,79 -R$ 6.139.502,07
10 1.498.388,07 1.273.629,86 R$ 0,39 R$ 496.186,66 -R$ 5.669.849,28
11 1.485.651,78 1.262.804,01 R$ 0,42 R$ 524.219,62 -R$ 5.173.662,62
12 1.473.023,74 1.252.070,18 R$ 0,44 R$ 553.836,35 -R$ 4.649.443,00
13 1.460.503,03 1.241.427,58 R$ 0,47 R$ 585.126,32 -R$ 4.095.606,66
14 1.448.088,76 1.230.875,44 R$ 0,50 R$ 618.184,08 -R$ 3.510.480,33
15 1.435.780,00 1.220.413,00 R$ 0,54 R$ 653.109,50 -R$ 2.892.296,25
16 1.423.575,87 1.210.039,49 R$ 0,57 R$ 690.008,09 -R$ 2.239.186,76
17 1.411.475,48 1.199.754,16 R$ 0,61 R$ 728.991,33 -R$ 1.549.178,67
18 1.399.477,94 1.189.556,25 R$ 0,65 R$ 770.177,00 -R$ 820.187,34
19 1.387.582,37 1.179.445,02 R$ 0,69 R$ 813.689,53 -R$ 50.010,33
20 1.375.787,92 1.169.419,74 R$ 0,74 R$ 859.660,38 R$ 763.679,20
21 1.364.093,73 1.159.479,67 R$ 0,78 R$ 908.228,43 R$ 1.623.339,57
22 1.352.498,93 1.149.624,09 R$ 0,83 R$ 959.540,42 R$ 2.531.568,01
23 1.341.002,69 1.139.852,29 R$ 0,89 R$ 1.013.751,38 R$ 3.491.108,43
24 1.329.604,17 1.130.163,54 R$ 0,95 R$ 1.071.025,08 R$ 4.504.859,81
25 1.318.302,53 1.120.557,15 R$ 1,01 R$ 1.131.534,56 R$ 5.575.884,88
R$ 6.707.419,44
Pode ser percebido na tabela que o tempo de retorno de investimento, ou seja, o
tempo que o investidor consegue reaver de forma simples o valor aplicado na instalação
fotovoltaica é de 17 anos para o projeto KYOCERA e 18 anos para o projeto TITAN.
5.5. Amortização
A Amortização é um processo de extinção de uma dívida, no nosso caso, o
investimento inicial com a implantação da usina, através de pagamentos realizados
provenientes do lucro obtido pela energia gerada.
81
Existem vários sistemas de amortização (Pagamento Único, Variável, Americano,
SAC, PRICE, dentre outros). Para essa análise será utilizado o sistema SAC (Sistema de
Amortização Constante), no qual são aplicados ao fluxo de caixa os juros, considerando
taxa Selic e a taxa do Reserva Federal Americana (FED), respectivamente.
Utilizando como taxa de juros os valores atuais da Taxa Selic (11,75%/aa) e os
juros adotados nos Estados Unidos também conhecidos como FED (0,25%/aa) de
novembro de 2014, podemos atualizar tanto os montantes de lucro, como os de dívidas
para implantação do sistema. Com isso, podemos calcular o fluxo de caixa amortizado e
obter dessa forma, com precisão, quando o investidor terá o retorno para cada taxa de
juros em questão, como observado nas tabelas a seguir para os casos estudados,
respectivamente.
Assim como na seção de Tempo de Retorno, foi considerado reajuste nas tarifas
de energia durante os vinte e cinco primeiros anos, bem como as depreciações, perdas
elétricas e valor inicial de venda de energia. Dentre as taxas de juros escolhidas, as
mesmas serão incidentes anualmente e descontarão sobre a receita os juros incidentes
sobre a dívida restante. (LUND, 2010)
𝐷𝑛 = 𝐷𝑛−1 + 𝐴𝑟𝑚𝑜𝑡𝑖𝑧𝑎çã𝑜𝑛−1 (5.2)
𝐴𝑟𝑚𝑜𝑡𝑖𝑧𝑎çã𝑜𝑛 = 𝑅 − 𝐷𝑛 . 𝑖 (5.3)
𝑛 – Ano referência; 𝐷𝑛 – Dívida Restante do ano referência; 𝑅 – Receita (valor anual); 𝑖 – Taxa de juros a ser considerada
Memória de Cálculo:
𝐷í𝑣𝑖𝑑𝑎 𝑖𝑛𝑖𝑐𝑖𝑎𝑙 = −𝐼𝑛𝑣𝑒𝑠𝑡𝑖𝑚𝑒𝑛𝑡𝑜 𝑖𝑛𝑖𝑐𝑖𝑎𝑙 𝑜𝑟ç𝑎𝑑𝑜 𝑑𝑜 𝑝𝑟𝑜𝑗𝑒𝑡𝑜
𝑅𝑒𝑚𝑢𝑛𝑒𝑟𝑎çã𝑜 = (𝐺𝑒𝑟𝑎çã𝑜 − 𝑃𝑒𝑟𝑑𝑎𝑠(15% 𝑑𝑎 𝐺𝑒𝑟𝑎çã𝑜) ) ∗ 𝑃𝑟𝑒ç𝑜 𝑑𝑎 𝑡𝑎𝑟𝑖𝑓𝑎 𝐸𝑙é𝑡𝑟𝑖𝑐𝑎
𝐴𝑚𝑜𝑟𝑡𝑖𝑧𝑎çã𝑜 = (𝐷í𝑣𝑖𝑑𝑎 𝑎𝑡𝑢𝑎𝑙 ∗ 𝑡𝑎𝑥𝑎 𝑑𝑒 𝑗𝑢𝑟𝑜𝑠) + 𝑅𝑒𝑚𝑢𝑛𝑒𝑟𝑎çã𝑜
𝐷í𝑣𝑖𝑑𝑎 𝑎𝑡𝑢𝑎𝑙 = 𝐷í𝑣𝑖𝑑𝑎 𝑎𝑛𝑜 𝑎𝑛𝑡𝑒𝑟𝑖𝑜𝑟 + 𝐴𝑚𝑜𝑟𝑡𝑖𝑧𝑎çã𝑜
𝐷𝑒𝑝𝑟𝑒𝑐𝑖𝑎çã𝑜 𝑑𝑎 𝑔𝑒𝑟𝑎çã𝑜 = 𝐺𝑒𝑟𝑎çã𝑜 – (𝐹𝑎𝑡𝑜𝑟 𝑑𝑒 𝑑𝑒𝑝𝑟𝑒𝑐𝑖𝑎çã𝑜 𝑑𝑜 𝑝𝑟𝑜𝑗𝑒𝑡𝑜 ∗ 𝐺𝑒𝑟𝑎çã𝑜)
82
Utilizando essa metodologia nos dois projetos os quais já são conhecidas as
dívidas iniciais que representa o valor dos investimentos de cada projeto foi-se
calculado a amortização do investimento considerando as duas taxas de juros, SELIC e
FED.
Ano 1 (KYOCERA):
𝑉𝑎𝑙𝑜𝑟 𝑒𝑚 𝑐𝑎𝑖𝑥𝑎 𝑖𝑛𝑖𝑐𝑖𝑎𝑙 = 𝑅$ − 8.672.081,29 ; 𝐺𝑒𝑟𝑎çã𝑜 = 1.733.748,56 𝑘𝑊ℎ
𝐷í𝑣𝑖𝑑𝑎 𝑖𝑛𝑖𝑐𝑖𝑎𝑙 = 𝑅$ − 8.672.081,29 ; Geração = 1.733.748,56 kWh
𝑅𝑒𝑚𝑢𝑛𝑒𝑟𝑎çã𝑜 = 1.733.748,56 − 260.062,28 ∗ 𝑅$ 0,22 = 𝑅$ 324.210,98 𝐴𝑟𝑚𝑜𝑡𝑖𝑧𝑎çã𝑜 (𝑆𝐸𝐿𝐼𝐶) = −𝑅$ 8.672.081,29 ∗ 0,1175 + 𝑅$ 324.210,98
= −𝑅$ 694.758,57 𝐴𝐴𝑟𝑚𝑜𝑡𝑖𝑧𝑎çã𝑜 (𝐹𝐸𝐷) = −𝑅$ 8.672.081,29 ∗ 0,0025 + 𝑅$ 324.210,98
= 𝑅$ 302.530,78 𝑉𝑎𝑙𝑜𝑟 𝑒𝑚 𝐶𝑎𝑖𝑥𝑎 𝑎𝑡𝑢𝑎𝑙 (𝑆𝐸𝐿𝐼𝐶) = −𝑅$ 8.672.081,29 + −𝑅$ 694.758,57
= −𝑅$ 9.366.839,86 𝑉𝑎𝑙𝑜𝑟 𝑒𝑚 𝐶𝑎𝑖𝑥𝑎 𝑎𝑡𝑢𝑎𝑙 (𝐹𝐸𝐷) = −𝑅$ 8.672.081,29 + 𝑅$ 302.530,78
= −𝑅$ 8.369.550,51
𝐷𝑒𝑝𝑟𝑒𝑐𝑖𝑎çã𝑜 𝑑𝑎 𝑔𝑒𝑟𝑎çã𝑜 = 1.733.748,56 ∗ 0,99 = 1.716.411,07
𝑃𝑟𝑒ç𝑜 𝑑𝑎 𝑡𝑎𝑟𝑖𝑓𝑎 𝐸𝑙é𝑡𝑟𝑖𝑐𝑎 = 𝑅$ 0,22 ∗ 1,065554 = 𝑅$ 0,23
83
Tabela 5-4 Tabela com valores de Amortizações projeto KYOCERA
An
o
Ge
raçã
o c
om
De
pre
ciaç
ão
(kW
h/a
no
)
Ge
raçã
o c
om
Pe
rdas
(15
%)
(kW
h/a
no
)
Tari
fa E
létr
ica
(kW
h)
Re
mu
ne
raçã
oD
ivid
a Ta
xa S
ELIC
(11,
75%
)A
mo
rtiz
ação
tax
a
SELI
C(1
1,75
%)
Dív
ida
Am
ort
izaç
ao t
axa
FED
(0,
25%
)
Am
ort
izaç
ão T
axa
FED
(0,
25%
)
11.
733.
748,
56
1.
473.
686,
28
0,
22R
$
32
4.21
0,98
R$
-8.6
72.0
81,2
9-6
94.7
58,5
7-8
.672
.081
,29
302.
530,
78
21.
716.
411,
08
1.
458.
949,
41
0,
23R
$
34
2.00
9,66
R$
-9.3
66.8
39,8
6-7
58.5
94,0
2-8
.369
.550
,51
321.
085,
79
31.
699.
246,
96
1.
444.
359,
92
0,
25R
$
36
0.78
5,47
R$
-10.
125.
433,
87-8
28.9
53,0
1-8
.048
.464
,72
340.
664,
31
41.
682.
254,
50
1.
429.
916,
32
0,
27R
$
38
0.59
2,04
R$
-10.
954.
386,
89-9
06.5
48,4
2-7
.707
.800
,41
361.
322,
53
51.
665.
431,
95
1.
415.
617,
16
0,
28R
$
40
1.48
5,95
R$
-11.
860.
935,
31-9
92.1
73,9
5-7
.346
.477
,88
383.
119,
76
61.
648.
777,
63
1.
401.
460,
99
0,
30R
$
42
3.52
6,91
R$
-12.
853.
109,
26-1
.086
.713
,43
-6.9
63.3
58,1
240
6.11
8,52
71.
632.
289,
85
1.
387.
446,
38
0,
32R
$
44
6.77
7,89
R$
-13.
939.
822,
68-1
.191
.151
,28
-6.5
57.2
39,6
043
0.38
4,79
81.
615.
966,
96
1.
373.
571,
91
0,
34R
$
47
1.30
5,31
R$
-15.
130.
973,
96-1
.306
.584
,13
-6.1
26.8
54,8
245
5.98
8,17
91.
599.
807,
29
1.
359.
836,
19
0,
37R
$
49
7.17
9,24
R$
-16.
437.
558,
09-1
.434
.233
,84
-5.6
70.8
66,6
548
3.00
2,07
101.
583.
809,
21
1.
346.
237,
83
0,
39R
$
52
4.47
3,62
R$
-17.
871.
791,
93-1
.575
.461
,94
-5.1
87.8
64,5
751
1.50
3,95
111.
567.
971,
12
1.
332.
775,
45
0,
42R
$
55
3.26
6,41
R$
-19.
447.
253,
87-1
.731
.785
,92
-4.6
76.3
60,6
254
1.57
5,51
121.
552.
291,
41
1.
319.
447,
70
0,
44R
$
58
3.63
9,88
R$
-21.
179.
039,
79-1
.904
.897
,29
-4.1
34.7
85,1
157
3.30
2,92
131.
536.
768,
50
1.
306.
253,
22
0,
47R
$
61
5.68
0,81
R$
-23.
083.
937,
08-2
.096
.681
,79
-3.5
61.4
82,1
960
6.77
7,11
141.
521.
400,
81
1.
293.
190,
69
0,
50R
$
64
9.48
0,74
R$
-25.
180.
618,
87-2
.309
.241
,98
-2.9
54.7
05,0
864
2.09
3,98
151.
506.
186,
80
1.
280.
258,
78
0,
54R
$
68
5.13
6,23
R$
-27.
489.
860,
85-2
.544
.922
,41
-2.3
12.6
11,1
067
9.35
4,71
161.
491.
124,
93
1.
267.
456,
19
0,
57R
$
72
2.74
9,16
R$
-30.
034.
783,
26-2
.806
.337
,87
-1.6
33.2
56,4
071
8.66
6,02
171.
476.
213,
69
1.
254.
781,
63
0,
61R
$
76
2.42
6,97
R$
-32.
841.
121,
14-3
.096
.404
,76
-914
.590
,38
760.
140,
50
181.
461.
451,
55
1.
242.
233,
82
0,
65R
$
80
4.28
3,04
R$
-35.
937.
525,
89-3
.418
.376
,25
-154
.449
,88
803.
896,
92
191.
446.
837,
03
1.
229.
811,
48
0,
69R
$
84
8.43
6,94
R$
-39.
355.
902,
14-3
.775
.881
,56
649.
447,
0485
0.06
0,56
201.
432.
368,
66
1.
217.
513,
36
0,
74R
$
89
5.01
4,82
R$
-43.
131.
783,
70-4
.172
.969
,76
1.49
9.50
7,60
898.
763,
59
211.
418.
044,
98
1.
205.
338,
23
0,
78R
$
94
4.14
9,76
R$
-47.
304.
753,
47-4
.614
.158
,77
2.39
8.27
1,19
950.
145,
44
221.
403.
864,
53
1.
193.
284,
85
0,
83R
$
99
5.98
2,13
R$
-51.
918.
912,
24-5
.104
.490
,06
3.34
8.41
6,63
1.00
4.35
3,17
231.
389.
825,
88
1.
181.
352,
00
0,
89R
$
1.
050.
660,
01R
$
-57.
023.
402,
30-5
.649
.589
,76
4.35
2.76
9,79
1.06
1.54
1,94
241.
375.
927,
62
1.
169.
538,
48
0,
95R
$
1.
108.
339,
63R
$
-62.
672.
992,
06-6
.255
.736
,94
5.41
4.31
1,73
1.12
1.87
5,41
251.
362.
168,
35
1.
157.
843,
09
1,
01R
$
1.
169.
185,
77R
$
-68.
928.
729,
00-6
.929
.939
,89
6.53
6.18
7,14
1.18
5.52
6,24
Estu
do
Eco
nô
mic
o P
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to K
YO
CER
A
84
Ano 1 (TITAN):
𝑉𝑎𝑙𝑜𝑟 𝑒𝑚 𝑐𝑎𝑖𝑥𝑎 𝑖𝑛𝑖𝑐𝑖𝑎𝑙 = −𝑅$ 9.096.818,71; 𝐺𝑒𝑟𝑎çã𝑜 = 1.618.042,19 𝑘𝑊ℎ
𝑅𝑒𝑚𝑢𝑛𝑒𝑟𝑎çã𝑜 = 1.618.042,19 − 242.706,33 ∗ 𝑅$ 0,22 = 𝑅$ 302.573,89 𝐴𝑟𝑚𝑜𝑡𝑖𝑧𝑎çã𝑜 (𝑆𝐸𝐿𝐼𝐶) = −𝑅$ 9.096.818,71 ∗ 0,1175 + 𝑅$ 302.573,89
= −𝑅$ 766.302,31
𝐴𝑟𝑚𝑜𝑡𝑖𝑧𝑎çã𝑜 (𝐹𝐸𝐷) = −𝑅$ 9.096.818,71 ∗ 0,0025 + 𝑅$ 302.573,89 = 𝑅$ 279.831,84
𝑉𝑎𝑙𝑜𝑟 𝑒𝑚 𝐶𝑎𝑖𝑥𝑎 𝑎𝑡𝑢𝑎𝑙 (𝑆𝐸𝐿𝐼𝐶) = −𝑅$ 9.096.818,71 + −𝑅$ 766.302,31 = −𝑅$ 9.863.121,02
𝑉𝑎𝑙𝑜𝑟 𝑒𝑚 𝐶𝑎𝑖𝑥𝑎 𝑎𝑡𝑢𝑎𝑙 (𝐹𝐸𝐷) = −𝑅$ 9.096.818,71 + 𝑅$ 279.831,84 = −𝑅$ 8.816.986,87
𝐷𝑒𝑝𝑟𝑒𝑐𝑖𝑎çã𝑜 𝑑𝑎 𝑔𝑒𝑟𝑎çã𝑜 = 1.618.042,19 ∗ 0,9915 = 1.604.288,83
𝑃𝑟𝑒ç𝑜 𝑑𝑎 𝑡𝑎𝑟𝑖𝑓𝑎 𝐸𝑙é𝑡𝑟𝑖𝑐𝑎 = 𝑅$ 0,22 ∗ 1,065554 = 𝑅$ 0,23
85
Tabela 5-5-Tabela com valores de Amortizações projeto TITAN
An
o
Ge
raçã
o c
om
De
pre
ciaç
ão
(kW
h/a
no
)
Ge
raçã
o c
om
Pe
rdas
(15
%)
(kW
h/a
no
)
Tari
fa E
létr
ica
(kW
h)
Re
mu
ne
raçã
oD
ivid
a Ta
xa S
ELIC
(11,
75%
)A
mo
rtiz
ação
tax
a
SELI
C(1
1,75
%)
Dív
ida
Am
ort
izaç
ao t
axa
FED
(0,
25%
)
Am
ort
izaç
ão T
axa
FED
(0,2
5%)
11.
618.
042,
19
1.
375.
335,
86
0,
22R
$
30
2.57
3,89
-9.0
96.8
18,7
1-7
66.3
02,3
1-9
.096
.818
,71
279.
831,
84
21.
604.
288,
83
1.
363.
645,
51
0,
23R
$
31
9.66
8,34
-9.8
63.1
21,0
2-8
39.2
48,3
8-8
.816
.986
,86
297.
625,
88
31.
590.
652,
37
1.
352.
054,
52
0,
25R
$
33
7.72
8,58
-10.
702.
369,
39-9
19.7
99,8
3-8
.519
.360
,99
316.
430,
18
41.
577.
131,
83
1.
340.
562,
06
0,
27R
$
35
6.80
9,16
-11.
622.
169,
22-1
.008
.795
,72
-8.2
02.9
30,8
133
6.30
1,83
51.
563.
726,
21
1.
329.
167,
28
0,
28R
$
37
6.96
7,73
-12.
630.
964,
94-1
.107
.170
,65
-7.8
66.6
28,9
835
7.30
1,16
61.
550.
434,
54
1.
317.
869,
36
0,
30R
$
39
8.26
5,20
-13.
738.
135,
59-1
.215
.965
,73
-7.5
09.3
27,8
237
9.49
1,88
71.
537.
255,
84
1.
306.
667,
47
0,
32R
$
42
0.76
5,90
-14.
954.
101,
32-1
.336
.341
,00
-7.1
29.8
35,9
440
2.94
1,32
81.
524.
189,
17
1.
295.
560,
79
0,
34R
$
44
4.53
7,83
-16.
290.
442,
32-1
.469
.589
,14
-6.7
26.8
94,6
342
7.72
0,59
91.
511.
233,
56
1.
284.
548,
53
0,
37R
$
46
9.65
2,79
-17.
760.
031,
47-1
.617
.150
,91
-6.2
99.1
74,0
345
3.90
4,85
101.
498.
388,
07
1.
273.
629,
86
0,
39R
$
49
6.18
6,66
-19.
377.
182,
38-1
.780
.632
,26
-5.8
45.2
69,1
848
1.57
3,49
111.
485.
651,
78
1.
262.
804,
01
0,
42R
$
52
4.21
9,62
-21.
157.
814,
64-1
.961
.823
,60
-5.3
63.6
95,6
951
0.81
0,38
121.
473.
023,
74
1.
252.
070,
18
0,
44R
$
55
3.83
6,35
-23.
119.
638,
24-2
.162
.721
,15
-4.8
52.8
85,3
154
1.70
4,13
131.
460.
503,
03
1.
241.
427,
58
0,
47R
$
58
5.12
6,32
-25.
282.
359,
39-2
.385
.550
,91
-4.3
11.1
81,1
857
4.34
8,37
141.
448.
088,
76
1.
230.
875,
44
0,
50R
$
61
8.18
4,08
-27.
667.
910,
30-2
.632
.795
,38
-3.7
36.8
32,8
160
8.84
2,00
151.
435.
780,
00
1.
220.
413,
00
0,
54R
$
65
3.10
9,50
-30.
300.
705,
68-2
.907
.223
,42
-3.1
27.9
90,8
164
5.28
9,52
161.
423.
575,
87
1.
210.
039,
49
0,
57R
$
69
0.00
8,09
-33.
207.
929,
10-3
.211
.923
,58
-2.4
82.7
01,2
968
3.80
1,34
171.
411.
475,
48
1.
199.
754,
16
0,
61R
$
72
8.99
1,33
-36.
419.
852,
68-3
.550
.341
,36
-1.7
98.8
99,9
672
4.49
4,08
181.
399.
477,
94
1.
189.
556,
25
0,
65R
$
77
0.17
7,00
-39.
970.
194,
03-3
.926
.320
,80
-1.0
74.4
05,8
776
7.49
0,99
191.
387.
582,
37
1.
179.
445,
02
0,
69R
$
81
3.68
9,53
-43.
896.
514,
83-4
.344
.150
,96
-306
.914
,89
812.
922,
24
201.
375.
787,
92
1.
169.
419,
74
0,
74R
$
85
9.66
0,38
-48.
240.
665,
79-4
.808
.617
,85
506.
007,
3686
0.92
5,40
211.
364.
093,
73
1.
159.
479,
67
0,
78R
$
90
8.22
8,43
-53.
049.
283,
65-5
.325
.062
,40
1.36
6.93
2,75
911.
645,
76
221.
352.
498,
93
1.
149.
624,
09
0,
83R
$
95
9.54
0,42
-58.
374.
346,
04-5
.899
.445
,24
2.27
8.57
8,52
965.
236,
87
231.
341.
002,
69
1.
139.
852,
29
0,
89R
$
1.
013.
751,
38-6
4.27
3.79
1,28
-6.5
38.4
19,1
03.
243.
815,
391.
021.
860,
92
241.
329.
604,
17
1.
130.
163,
54
0,
95R
$
1.
071.
025,
08-7
0.81
2.21
0,38
-7.2
49.4
09,6
44.
265.
676,
301.
081.
689,
27
251.
318.
302,
53
1.
120.
557,
15
1,
01R
$
1.
131.
534,
56-7
8.06
1.62
0,02
-8.0
40.7
05,7
95.
347.
365,
571.
144.
902,
97
Estu
do
Eco
nô
mic
o P
roje
to T
ITA
N
86
Segundo os valores amortizados, o tempo de retorno de investimento se torna
inviável por causa dos valores das altas taxas de juros do investimento adotados no
Brasil. Nota-se que quanto maior a taxa de juros, menor será a lucratividade do
empreendimento, podendo ainda aumentar cada vez mais a dívida. Apenas seria viável
realizar um projeto com valores totalmente amortizados caso a taxa de juros do
empréstimo fosse igual ou menor que as dos EUA (0,25%/aa), que não são praticados no
Brasil. Uma taxa de juros menor poderia incentivar a expansão desse tipo de
investimento de geração fotovoltaico.
5.6. Valor Presente líquido (VPL)
O VPL (Valor Presente Líquido) é o mais utilizado em estudo de viabilidade de
projetos. Ele calcula o valor atual de todos os fluxos de caixa, considerando as taxas de
juros apropriadas.
O VPL é encontrado subtraindo-se o investimento inicial de um projeto do valor
de suas entradas de caixa, descontadas à taxa de custo de capital da empresa. Quando o
VPL é usado, tanto as entradas quanto as saídas de caixa são medidas em valores
monetários atuais.
Através desse valor VPL > 0, significa dizer que há uma decisão favorável à
realização do projeto.
𝑉𝑃𝐿 = ∑𝐹𝐶𝑡
(1+𝑖)𝑡𝑛𝑡=0 = −𝐼0 + (𝑅 − 𝐶) ∗ (1 − 𝑖𝑡 − 1)/(𝑖 ∗ (𝑖 + 1)^𝑛) (5.4)
𝑛 – Número de anos; 𝐼𝑜– Investimento Inicial; 𝑅 – Receita (valor anual); 𝐶 – Custos (manutenção); 𝑖 – Taxa de juros a ser considerada;
𝐹𝐶𝑛 – Fluxo de Caixa do ano referência (𝑅𝑛 – 𝐶𝑛);
87
Para esse estudo foi considerada uma taxa de investimento, chamada de
manutenção de 4% ao ano do valor da remuneração. Foram mantidas para esse estudo
as mesmas perdas de geração e transmissão além do comportamento das tarifas
elétricas e o valor da depreciação dos módulos dos outros dois estudos.
Logo, VPL é um indicador que pode ser calculado da seguinte maneira:
Memória de Cálculo:
𝑅𝑒𝑚𝑢𝑛𝑒𝑟𝑎çã𝑜 = (𝐺𝑒𝑟𝑎çã𝑜 − 𝑃𝑒𝑟𝑑𝑎𝑠(15% 𝑑𝑎 𝐺𝑒𝑟𝑎çã𝑜) ) ∗ 𝑃𝑟𝑒ç𝑜 𝑑𝑎 𝑡𝑎𝑟𝑖𝑓𝑎 𝐸𝑙é𝑡𝑟𝑖𝑐𝑎
𝑀𝑎𝑛𝑢𝑡𝑒𝑛çã𝑜 = 𝑅𝑒𝑚𝑢𝑛𝑒𝑟𝑎çã𝑜 ∗ 𝑇𝑎𝑥𝑎 𝑑𝑒 𝑀𝑎𝑛𝑢𝑡𝑒𝑛çã𝑜 (4%)
𝑉𝑎𝑙𝑜𝑟 𝑒𝑚 𝑐𝑎𝑖𝑥𝑎 = ∑(𝑅𝑒𝑚𝑢𝑛𝑒𝑟𝑎çã𝑜 − 𝑀𝑎𝑛𝑢𝑡𝑒𝑛çã𝑜)
𝐷𝑒𝑝𝑟𝑒𝑐𝑖𝑎çã𝑜 𝑑𝑎 𝑔𝑒𝑟𝑎çã𝑜 = 𝐺𝑒𝑟𝑎çã𝑜 – (𝐹𝑎𝑡𝑜𝑟 𝑑𝑒 𝑑𝑒𝑝𝑟𝑒𝑐𝑖𝑎çã𝑜 𝑑𝑜 𝑝𝑟𝑜𝑗𝑒𝑡𝑜 ∗ 𝐺𝑒𝑟𝑎çã𝑜)
𝑉𝑃𝐿 = 𝑉𝑎𝑙𝑜𝑟 𝑒𝑚 𝑐𝑎𝑖𝑥𝑎 𝑓𝑖𝑛𝑎𝑙 − 𝐼𝑛𝑣𝑒𝑠𝑡𝑖𝑚𝑒𝑛𝑡𝑜 𝑖𝑛𝑖𝑐𝑖𝑎𝑙 𝑜𝑟ç𝑎𝑑𝑜 𝑑𝑜 𝑝𝑟𝑜𝑗𝑒𝑡𝑜
Ano1 Projeto Kyocera:
𝑉𝑎𝑙𝑜𝑟 𝑒𝑚 𝑐𝑎𝑖𝑥𝑎 𝑖𝑛𝑖𝑐𝑖𝑎𝑙 = 0 ; 𝐺𝑒𝑟𝑎çã𝑜 = 1.733.748,56 𝑘𝑊ℎ
𝑅𝑒𝑚𝑢𝑛𝑒𝑟𝑎çã𝑜 = 1.733.748,56 − 260.062,28 ∗ 0,22 = 𝑅$ 324.210,98
𝑀𝑎𝑛𝑢𝑡𝑒𝑛çã𝑜 = 𝑅$ 324.210,98 ∗ 0,04 = 𝑅$ 12.968,44
𝑉𝑎𝑙𝑜𝑟 𝑒𝑚 𝑐𝑎𝑖𝑥𝑎 = 𝑅$ 324.210,98 − 𝑅$ 12.968,44 = 𝑅$ 311.242,54
𝐷𝑒𝑝𝑟𝑒𝑐𝑖𝑎çã𝑜 𝑑𝑎 𝑔𝑒𝑟𝑎çã𝑜 = 1.733.748,56 ∗ 0,99 = 1.716.411,07
88
Tabela 5-6 Tabela de estudo de valor presente líquido projeto KYOCERA
Ano1 Projeto TITAN:
𝑉𝑎𝑙𝑜𝑟 𝑒𝑚 𝑐𝑎𝑖𝑥𝑎 𝑖𝑛𝑖𝑐𝑖𝑎𝑙 = 0 ; 𝐺𝑒𝑟𝑎çã𝑜 = 1.618.042,19 𝑘𝑊ℎ
𝑅𝑒𝑚𝑢𝑛𝑒𝑟𝑎çã𝑜 = 1.618.042,19 − 242.706,33 ∗ 𝑅$ 0,22 = 𝑅$ 302.573,89
𝑀𝑎𝑛𝑢𝑡𝑒𝑛çã𝑜 = 𝑅$ 302.573,89 ∗ 0,04 = 𝑅$ 12.102,96 𝑉𝑎𝑙𝑜𝑟 𝑒𝑚 𝑐𝑎𝑖𝑥𝑎 = 𝑅$ 302.573,89 − 𝑅$ 12.102,96 = 𝑅$ 290.470,93
𝐷𝑒𝑝𝑟𝑒𝑐𝑖𝑎çã𝑜 𝑑𝑎 𝑔𝑒𝑟𝑎çã𝑜 = 1.618.042,19 ∗ 0,9915 = 1.604.288,83
𝑃𝑟𝑒ç𝑜 𝑑𝑎 𝑡𝑎𝑟𝑖𝑓𝑎 𝐸𝑙é𝑡𝑟𝑖𝑐𝑎 = 𝑅$ 0,22 ∗ 1,065554 = 𝑅$ 0,23
Ano
Geração com
Depreciação
(kwh/ano)
Geração com
Perdas de
transmissão
(15%)
Tarifa Elétrica
(kWh)Remuneração
Manutenção
(4%)Valor em Caixa
1 1.733.748,56 1.473.686,28 R$ 0,22 R$ 324.210,98 R$ 12.968,44 R$ 311.242,54
2 1.716.411,08 1.458.949,41 R$ 0,23 R$ 342.009,66 R$ 13.680,39 R$ 328.329,28
3 1.699.246,96 1.444.359,92 R$ 0,25 R$ 360.785,47 R$ 14.431,42 R$ 346.354,05
4 1.682.254,50 1.429.916,32 R$ 0,27 R$ 380.592,04 R$ 15.223,68 R$ 365.368,35
5 1.665.431,95 1.415.617,16 R$ 0,28 R$ 401.485,95 R$ 16.059,44 R$ 385.426,51
6 1.648.777,63 1.401.460,99 R$ 0,30 R$ 423.526,91 R$ 16.941,08 R$ 406.585,84
7 1.632.289,85 1.387.446,38 R$ 0,32 R$ 446.777,89 R$ 17.871,12 R$ 428.906,77
8 1.615.966,96 1.373.571,91 R$ 0,34 R$ 471.305,31 R$ 18.852,21 R$ 452.453,09
9 1.599.807,29 1.359.836,19 R$ 0,37 R$ 497.179,24 R$ 19.887,17 R$ 477.292,07
10 1.583.809,21 1.346.237,83 R$ 0,39 R$ 524.473,62 R$ 20.978,94 R$ 503.494,67
11 1.567.971,12 1.332.775,45 R$ 0,42 R$ 553.266,41 R$ 22.130,66 R$ 531.135,75
12 1.552.291,41 1.319.447,70 R$ 0,44 R$ 583.639,88 R$ 23.345,60 R$ 560.294,29
13 1.536.768,50 1.306.253,22 R$ 0,47 R$ 615.680,81 R$ 24.627,23 R$ 591.053,58
14 1.521.400,81 1.293.190,69 R$ 0,50 R$ 649.480,74 R$ 25.979,23 R$ 623.501,51
15 1.506.186,80 1.280.258,78 R$ 0,54 R$ 685.136,23 R$ 27.405,45 R$ 657.730,79
16 1.491.124,93 1.267.456,19 R$ 0,57 R$ 722.749,16 R$ 28.909,97 R$ 693.839,19
17 1.476.213,69 1.254.781,63 R$ 0,61 R$ 762.426,97 R$ 30.497,08 R$ 731.929,90
18 1.461.451,55 1.242.233,82 R$ 0,65 R$ 804.283,04 R$ 32.171,32 R$ 772.111,72
19 1.446.837,03 1.229.811,48 R$ 0,69 R$ 848.436,94 R$ 33.937,48 R$ 814.499,46
20 1.432.368,66 1.217.513,36 R$ 0,74 R$ 895.014,82 R$ 35.800,59 R$ 859.214,23
21 1.418.044,98 1.205.338,23 R$ 0,78 R$ 944.149,76 R$ 37.765,99 R$ 906.383,77
22 1.403.864,53 1.193.284,85 R$ 0,83 R$ 995.982,13 R$ 39.839,29 R$ 956.142,84
23 1.389.825,88 1.181.352,00 R$ 0,89 R$ 1.050.660,01 R$ 42.026,40 R$ 1.008.633,61
24 1.375.927,62 1.169.538,48 R$ 0,95 R$ 1.108.339,63 R$ 44.333,59 R$ 1.064.006,04
25 1.362.168,35 1.157.843,09 R$ 1,01 R$ 1.169.185,77 R$ 46.767,43 R$ 1.122.418,34
R$ 15.898.348,20
Estudo VPL Projeto KYOCERA
89
Tabela 5-7 Tabela de estudo de valor presente líquido projeto TITAN
Sabendo que o valor do VPL consiste na diferença entre o valor total arrecadado e
o valor inicial investido, encontramos um valor de VPL para o projeto KYOCERA de R$
7.226.266,90. Já para o projeto TITAN com esperado após as outras análises de
investimento o valor de VLP encontrado foi menor sendo ele R$ 6.075.249,91.
5.7. Conclusão
Após o estudo de viabilidade econômica dos dois projetos apresentados nesse
trabalho é possível concluir que o projeto KYOCERA, além de possuir uma produtividade
de energia anual maior que o projeto TITAN, também possui um custo de implantação
menor que o projeto TITAN. Após realizar os três estudos econômicos de tempo de
Ano
Geração com
Depreciação
(kwh/ano)
Geração com
Perdas de
transmissão
(15%)
Tarifa Elétrica
(kWh)Remuneração
Manutenção
(4%)Valor em Caixa
1 1.618.042,19 1.375.335,86 0,22R$ R$ 302.573,89 R$ 12.102,96 R$ 290.470,93
2 1.604.288,83 1.363.645,51 0,23R$ R$ 319.668,34 R$ 12.786,73 R$ 306.881,61
3 1.590.652,37 1.352.054,52 0,25R$ R$ 337.728,58 R$ 13.509,14 R$ 324.219,44
4 1.577.131,83 1.340.562,06 0,27R$ R$ 356.809,16 R$ 14.272,37 R$ 342.536,79
5 1.563.726,21 1.329.167,28 0,28R$ R$ 376.967,73 R$ 15.078,71 R$ 361.889,02
6 1.550.434,54 1.317.869,36 0,30R$ R$ 398.265,20 R$ 15.930,61 R$ 382.334,59
7 1.537.255,84 1.306.667,47 0,32R$ R$ 420.765,90 R$ 16.830,64 R$ 403.935,27
8 1.524.189,17 1.295.560,79 0,34R$ R$ 444.537,83 R$ 17.781,51 R$ 426.756,32
9 1.511.233,56 1.284.548,53 0,37R$ R$ 469.652,79 R$ 18.786,11 R$ 450.866,68
10 1.498.388,07 1.273.629,86 0,39R$ R$ 496.186,66 R$ 19.847,47 R$ 476.339,20
11 1.485.651,78 1.262.804,01 0,42R$ R$ 524.219,62 R$ 20.968,78 R$ 503.250,83
12 1.473.023,74 1.252.070,18 0,44R$ R$ 553.836,35 R$ 22.153,45 R$ 531.682,89
13 1.460.503,03 1.241.427,58 0,47R$ R$ 585.126,32 R$ 23.405,05 R$ 561.721,27
14 1.448.088,76 1.230.875,44 0,50R$ R$ 618.184,08 R$ 24.727,36 R$ 593.456,72
15 1.435.780,00 1.220.413,00 0,54R$ R$ 653.109,50 R$ 26.124,38 R$ 626.985,12
16 1.423.575,87 1.210.039,49 0,57R$ R$ 690.008,09 R$ 27.600,32 R$ 662.407,76
17 1.411.475,48 1.199.754,16 0,61R$ R$ 728.991,33 R$ 29.159,65 R$ 699.831,68
18 1.399.477,94 1.189.556,25 0,65R$ R$ 770.177,00 R$ 30.807,08 R$ 739.369,92
19 1.387.582,37 1.179.445,02 0,69R$ R$ 813.689,53 R$ 32.547,58 R$ 781.141,95
20 1.375.787,92 1.169.419,74 0,74R$ R$ 859.660,38 R$ 34.386,42 R$ 825.273,96
21 1.364.093,73 1.159.479,67 0,78R$ R$ 908.228,43 R$ 36.329,14 R$ 871.899,29
22 1.352.498,93 1.149.624,09 0,83R$ R$ 959.540,42 R$ 38.381,62 R$ 921.158,81
23 1.341.002,69 1.139.852,29 0,89R$ R$ 1.013.751,38 R$ 40.550,06 R$ 973.201,32
24 1.329.604,17 1.130.163,54 0,95R$ R$ 1.071.025,08 R$ 42.841,00 R$ 1.028.184,07
25 1.318.302,53 1.120.557,15 1,01R$ R$ 1.131.534,56 R$ 45.261,38 R$ 1.086.273,18
R$ 15.172.068,62
Estudo VPL Projeto TITAN
90
retorno, amortização e valor presente líquido, os três apontam que a o projeto KYOCERA
possui um menor tempo de investimento em relação ao outro projeto. Logo, seria o mais
viável para a implantação em Montes Claros, ainda que o tempo de retorno seja maior
que as de outras fontes mais comumente usadas como PCH’s, que gira em torno de 7
anos (CANDIDO e SANTOS, 2012). Vale ressaltar que o projeto mais eficiente possui um
número maior de painéis, porém, com preços menores em relação ao outro projeto, ou
seja, o preço do projeto depende majoritariamente do preço dos módulos. É interessante
utilizar módulos mais baratos mesmo que a potência dos mesmos seja um pouco menor
que um módulo mais caro.
91
Capítulo 6
Conclusões
A energia fotovoltaica vem se tornado cada vez mais utilizada como alternativa
limpa de geração de energia. Umas das vantagens dessa geração e a independência do
regime hídrico da região, ao contrário da mais utilizada geração no Brasil, que é a
hidrogeração.
O avanço da tecnologia dos painéis fotovoltaicos é um elemento importante na
expansão dessa tecnologia, produzindo-se painéis cada vez mais baratos e eficientes.
Com isso, a cada ano, há uma diminuição no preço dos módulos, que é essencial para a
viabilidade da implantação de uma UFV. Esses fatores vêm culminando no rápido
aumento das potências fabricadas e instaladas de módulos fotovoltaicos, que está
crescendo rapidamente na última década e deve se manter assim nos próximos anos.
No Brasil, o mercado de energia fotovoltaica ainda está em fase inicial, não
existindo fabricação de células brasileiras mesmo o país sendo grande produtor das
matérias primas como o silício. Mas, por ser um país com alto potencial para a geração
desse tipo de energia, aos poucos estão aumentando o investimento e incentivos para
implantação.
Para realizar um estudo sobre a implantação de uma usina fotovoltaica é
necessário o estabelecimento de uma metodologia de projeto que engloba o
dimensionamento dos componentes principais, tais como o gerador fotovoltaico, o
conjunto de painéis agrupados em arranjo, os inversores de frequência, as caixas de
conexão, transformadores entre outros. As condições climáticas do local de implantação
se mostraram igualmente importantes para essa análise, uma vez que o índice de
irradiação, a temperatura e a posição geográfica influenciam diretamente na energia
gerada durante o ano. A escolha desses fatores é determinante para que haja uma boa
análise de projeto, já que esses modificam as características de implantação e geração.
92
Após a elaboração das diretrizes dos projetos, foi realizada uma análise de
produtividade dos mesmos. O método usado para se encontrar a produtividade dos
projetos localizados em Montes Claros foi um método comparativo entre dados reais e
dados simulados tendo como local Belo Horizonte e mostrou-se ser adequado, uma vez
que através da comparação dos valores encontrados na simulação com os dados do
RADIASOL 2 e valores obtidos pelas medições reais foi possível determinar quais são as
perdas na geração, e assim, extrapolar essas informações para Montes Claros, obtendo
assim valores de geração de energia mais próximos da realidade. Os valores de geração
encontrados são muito satisfatórios, com uma alta geração anual.
Ao realizar o estudo de viabilidade econômica, foi levado em consideração desde
o custo de implantação de cada projeto UFV, tanto da evolução das tarifas e outros tipos
de despesas como juros e taxas de administração de recursos. O resultado desse estudo
foi um período ainda relativamente alto em comparação com outras fontes de energia
mais usada no Brasil, tais como termoelétricas e hidroelétricas, porém, como a fonte de
energia desse tipo de usina é muito confiável e constante ao longo de vários anos, o
projeto da usina fotovoltaica em Montes Claros demonstrou ser uma alternativa de
investimento e de reforço ao sistema elétrico muito interessante e também uma opção
de geração de energia elétrica em localidades que possuem as mesmas condições
climáticas e geográficas com o outras regiões no norte de Minas e o sertão baiano.
6.1. Estudos Futuros
Para complementar esse estudo seria interessante sugerir os seguintes trabalhos
futuros:
Estudo entre a geração esperada e a geração real do sitio da UFV
Fazendo uso de um módulo fotovoltaico real localizado em Montes Claros
comparar os dados obtidos pelo módulo e compará-los analiticamente com os valores
encontrados a partir de simulações computacionais, usando-se dados de softwares como
o RADIASOL 2.
93
Análise da variação das tarifas de energia para sistemas fotovoltaicos
Como os leilões de energia de energia provenientes de usinas fotovoltaicas ainda
são recentes, seria importante analisar qual será o comportamento das tarifas que serão
aplicadas nos leilões futuros, já que essas informações são essenciais para o estudo de
viabilidades desse tipo de usina.
94
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97
ANEXO A – Memória de cálculo de tempo de retorno
Memória de Cálculo do Tempo de
Retorno
Metodologia de Cálculo
Valor em Caixa inicial = -Investimento
inicial orçado do projetoIPCA =6,555%
Remuneração = (Geração - Perdas(15%
da Geração) ) * Preço da tarifa ElétricaTarifa
Inicial = R$ 0,22
Valor em Caixa atual = Valor em caixa do
ano anterior + RemuneraçãoDepreciação
KYOCERA = 1%/aa Depreciação TITAN =
0,83%/aa
Depreciação da geração = Geração –
(Fator de depreciação do projeto *Geração)
Perdas de transmissão = 15%
Preço da tarifa Elétrica = Preço da tarifa
Elétrica + (Preço da tarifa Elétrica * IPCA)
Preço da tarifa Elétrica = Preço da tarifa
Elétrica + (Preço da tarifa Elétrica * IPCA)
Projeto KYOCERA
Ano 1
Valor em caixa inicial = R$- 8.672.081,29
; Geração = 1.733.748,56 kWh
Remuneração = 1.733.748,56 -
260.062,28 * R$ 0,22 = R$ 324.210,98
Valor em Caixa atual =-R$ 8.672.081,29
+ R$ 324.210,98 =-R$ 8.347.870,30
Depreciação da geração = 1.733.748,56 *
0,99= 1.716.411,08
Preço da tarifa Elétrica = R$ 0,22 *
1,065554 = R$ 0,23
Ano 2
Remuneração = 1.716.411,08 -
257.461,66 * R$ 0,23 = R$ 342.009,66
Valor em Caixa atual =-R$ 8.347.870,30
+ R$ 342.009,66 =-R$ 8.005.860,64
Depreciação da geração = 1.716.411,08 *
0,99= 1.699.246,96
Preço da tarifa Elétrica = R$ 0,23 *
1,06555 = R$ 0,25
Ano 3
Remuneração = 1.699.246,96 -
254.887,04 * R$ 0,25 = R$ 360.785,47
98
Valor em Caixa atual =-R$ 8.005.860,64
+ R$ 360.785,47 =-R$ 7.645.075,17
Depreciação da geração = 1.699.246,96 *
0,99= 1.682.254,50
Preço da tarifa Elétrica = R$ 0,25 *
1,06555 = R$ 0,27
Ano 4
Remuneração = 1.682.254,50 -
252.338,17 * R$ 0,27 = R$ 380.592,04
Valor em Caixa atual =-R$ 7.645.075,17
+ R$ 380.592,04 =-R$ 7.264.483,14
Depreciação da geração = 1.682.254,50 *
0,99= 1.665.431,95
Preço da tarifa Elétrica = R$ 0,27 *
1,06555 = R$ 0,28
Ano 5
Remuneração = 1.665.431,95 -
249.814,79 * R$ 0,28 = R$ 401.485,95
Valor em Caixa atual =-R$ 7.264.483,14
+ R$ 401.485,95 =-R$ 6.862.997,18
Depreciação da geração = 1.665.431,95 *
0,99= 1.648.777,63
Preço da tarifa Elétrica = R$ 0,28 *
1,06555 = R$ 0,30
Ano 6
Remuneração = 1.648.777,63 -
247.316,64 * R$ 0,30 = R$ 423.526,91
Valor em Caixa atual =-R$ 6.862.997,18
+ R$ 423.526,91 =-R$ 6.439.470,27
Depreciação da geração = 1.648.777,63 *
0,99= 1.632.289,85
Preço da tarifa Elétrica = R$ 0,30 *
1,06555 = R$ 0,32
Ano 7
Remuneração = 1.632.289,85 -
244.843,48 * R$ 0,32 = R$ 446.777,89
Valor em Caixa atual =-R$ 6.439.470,27
+ R$ 446.777,89 =-R$ 5.992.692,39
Depreciação da geração = 1.632.289,85 *
0,99= 1.615.966,96
Preço da tarifa Elétrica = R$ 0,32 *
1,06555 = R$ 0,34
Ano 8
Remuneração = 1.615.966,96 -
242.395,04 * R$ 0,34 = R$ 471.305,31
Valor em Caixa atual =-R$ 5.992.692,39
+ R$ 471.305,31 =-R$ 5.521.387,08
Depreciação da geração = 1.615.966,96 *
0,99= 1.599.807,29
Preço da tarifa Elétrica = R$ 0,34 *
1,06555 = R$ 0,37
99
Ano 9
Remuneração = 1.599.807,29 -
239.971,09 * R$ 0,37 = R$ 497.179,24
Valor em Caixa atual =-R$ 5.521.387,08
+ R$ 497.179,24 =-R$ 5.024.207,84
Depreciação da geração = 1.599.807,29 *
0,99= 1.583.809,21
Preço da tarifa Elétrica = R$ 0,37 *
1,06555 = R$ 0,39
Ano 10
Remuneração = 1.583.809,21 -
237.571,38 * R$ 0,39 = R$ 524.473,62
Valor em Caixa atual =-R$ 5.024.207,84
+ R$ 524.473,62 =-R$ 4.499.734,22
Depreciação da geração = 1.583.809,21 *
0,99= 1.567.971,12
Preço da tarifa Elétrica = R$ 0,39 *
1,06555 = R$ 0,42
Ano 11
Remuneração = 1.567.971,12 -
235.195,67 * R$ 0,42 = R$ 553.266,41
Valor em Caixa atual =-R$ 4.499.734,22
+ R$ 553.266,41 =-R$ 3.946.467,81
Depreciação da geração = 1.567.971,12 *
0,99= 1.552.291,41
Preço da tarifa Elétrica = R$ 0,42 *
1,06555 = R$ 0,44
Ano 12
Remuneração = 1.552.291,41 -
232.843,71 * R$ 0,44 = R$ 583.639,88
Valor em Caixa atual =-R$ 3.946.467,81
+ R$ 583.639,88 =-R$ 3.362.827,93
Depreciação da geração = 1.552.291,41 *
0,99= 1.536.768,50
Preço da tarifa Elétrica = R$ 0,44 *
1,06555 = R$ 0,47
Ano 13
Remuneração = 1.536.768,50 -
230.515,27 * R$ 0,47 = R$ 615.680,81
Valor em Caixa atual =-R$ 3.362.827,93
+ R$ 615.680,81 =-R$ 2.747.147,12
Depreciação da geração = 1.536.768,50 *
0,99= 1.521.400,81
Preço da tarifa Elétrica = R$ 0,47 *
1,06555 = R$ 0,50
Ano 14
Remuneração = 1.521.400,81 -
228.210,12 * R$ 0,50 = R$ 649.480,74
Valor em Caixa atual =-R$ 2.747.147,12
+ R$ 649.480,74 =-R$ 2.097.666,38
100
Depreciação da geração = 1.521.400,81 *
0,99= 1.506.186,80
Preço da tarifa Elétrica = R$ 0,50 *
1,06555 = R$ 0,54
Ano 15
Remuneração = 1.506.186,80 -
225.928,02 * R$ 0,54 = R$ 685.136,23
Valor em Caixa atual =-R$ 2.097.666,38
+ R$ 685.136,23 =-R$ 1.412.530,14
Depreciação da geração = 1.506.186,80 *
0,99= 1.491.124,93
Preço da tarifa Elétrica = R$ 0,54 *
1,06555 = R$ 0,57
Ano 16
Remuneração = 1.491.124,93 -
223.668,74 * R$ 0,57 = R$ 722.749,16
Valor em Caixa atual =-R$ 1.412.530,14
+ R$ 722.749,16 =-R$ 689.780,98
Depreciação da geração = 1.491.124,93 *
0,99= 1.476.213,69
Preço da tarifa Elétrica = R$ 0,57 *
1,06555 = R$ 0,61
Ano 17
Remuneração = 1.476.213,69 -
221.432,05 * R$ 0,61 = R$ 762.426,97
Valor em Caixa atual =-R$ 689.780,98 +
R$ 762.426,97 = R$ 72.645,99
Depreciação da geração = 1.476.213,69 *
0,99= 1.461.451,55
Preço da tarifa Elétrica = R$ 0,61 *
1,06555 = R$ 0,65
Ano 18
Remuneração = 1.461.451,55 -
219.217,73 * R$ 0,65 = R$ 804.283,04
Valor em Caixa atual = R$ 72.645,99 +
R$ 804.283,04 = R$ 876.929,04
Depreciação da geração = 1.461.451,55 *
0,99= 1.446.837,03
Preço da tarifa Elétrica = R$ 0,65 *
1,06555 = R$ 0,69
Ano 19
Remuneração = 1.446.837,03 -
217.025,55 * R$ 0,69 = R$ 848.436,94
Valor em Caixa atual = R$ 876.929,04 +
R$ 848.436,94 = R$ 1.725.365,98
Depreciação da geração = 1.446.837,03 *
0,99= 1.432.368,66
Preço da tarifa Elétrica = R$ 0,69 *
1,06555 = R$ 0,74
101
Ano 20
Remuneração = 1.432.368,66 -
214.855,30 * R$ 0,74 = R$ 895.014,82
Valor em Caixa atual = R$ 1.725.365,98
+ R$ 895.014,82 = R$ 2.620.380,80
Depreciação da geração = 1.432.368,66 *
0,99= 1.418.044,98
Preço da tarifa Elétrica = R$ 0,74 *
1,06555 = R$ 0,78
Ano 21
Remuneração = 1.418.044,98 -
212.706,75 * R$ 0,78 = R$ 944.149,76
Valor em Caixa atual = R$ 2.620.380,80
+ R$ 944.149,76 = R$ 3.564.530,56
Depreciação da geração = 1.418.044,98 *
0,99= 1.403.864,53
Preço da tarifa Elétrica = R$ 0,78 *
1,06555 = R$ 0,83
Ano 22
Remuneração = 1.403.864,53 -
210.579,68 * R$ 0,83 = R$ 995.982,13
Valor em Caixa atual = R$ 3.564.530,56
+ R$ 995.982,13 = R$ 4.560.512,69
Depreciação da geração = 1.403.864,53 *
0,99= 1.389.825,88
Preço da tarifa Elétrica = R$ 0,83 *
1,06555 = R$ 0,89
Ano 23
Remuneração = 1.389.825,88 -
208.473,88 * R$ 0,89 = R$ 1.050.660,01
Valor em Caixa atual = R$ 4.560.512,69
+ R$ 1.050.660,01 = R$ 5.611.172,70
Depreciação da geração = 1.389.825,88 *
0,99= 1.375.927,62
Preço da tarifa Elétrica = R$ 0,89 *
1,06555 = R$ 0,95
Ano 24
Remuneração = 1.375.927,62 -
206.389,14 * R$ 0,95 = R$ 1.108.339,63
Valor em Caixa atual = R$ 5.611.172,70
+ R$ 1.108.339,63 = R$ 6.719.512,33
Depreciação da geração = 1.375.927,62 *
0,99= 1.362.168,35
Preço da tarifa Elétrica = R$ 0,95 *
1,06555 = R$ 1,01
Ano 25
Remuneração = 1.362.168,35 -
204.325,25 * R$ 1,01 = R$ 1.169.185,77
Valor em Caixa Final = R$ 6.719.512,33
+ R$ 1.169.185,77 = R$ 7.888.698,09
102
Projeto TITAN
Ano 1
Valor em caixa inicial = R$- 9.096.818,71
; Geração = 1.618.042,19 kWh
Remuneração = 1.618.042,19 -
242.706,33 * R$ 0,22 = R$ 302.573,89
Valor em Caixa atual =-R$ 9.096.818,71+
R$ 302.573,89 =-R$ 8.794.244,82
Depreciação da geração = 1.618.042,19 *
0,9915= 1.604.288,83
Preço da tarifa Elétrica = R$ 0,22 *
1,065554 = R$ 0,23
Ano 2
Remuneração = 1.604.288,83 -
240.643,32 * R$ 0,23 = R$ 319.668,34
Valor em Caixa atual =-R$ 8.794.244,82+
R$ 319.668,34 =-R$ 8.474.576,47
Depreciação da geração = 1.604.288,83 *
0,9915= 1.590.652,37
Preço da tarifa Elétrica = R$ 0,23 *
1,06555 = R$ 0,25
Ano 3
Remuneração = 1.590.652,37 -
238.597,86 * R$ 0,25 = R$ 337.728,58
Valor em Caixa atual =-R$ 8.474.576,47
+ R$ 337.728,58 =-R$ 8.136.847,90
Depreciação da geração = 1.590.652,37 *
0,9915= 1.577.131,83
Preço da tarifa Elétrica = R$ 0,25 *
1,06555 = R$ 0,27
Ano 4
Remuneração = 1.577.131,83 -
236.569,77 * R$ 0,27 = R$ 356.809,16
Valor em Caixa atual =-R$ 8.136.847,90
+ R$ 356.809,16 =-R$ 7.780.038,74
Depreciação da geração = 1.577.131,83 *
0,9915= 1.563.726,21
Preço da tarifa Elétrica = R$ 0,27 *
1,06555 = R$ 0,28
Ano 5
Remuneração = 1.563.726,21 -
234.558,93 * R$ 0,28 = R$ 376.967,73
Valor em Caixa atual =-R$ 7.780.038,74
+ R$ 376.967,73 =-R$ 7.403.071,00
Depreciação da geração = 1.563.726,21 *
0,9915= 1.550.434,54
Preço da tarifa Elétrica = R$ 0,28 *
1,06555 = R$ 0,30
103
Ano 6
Remuneração = 1.550.434,54 -
232.565,18 * R$ 0,30 = R$ 398.265,20
Valor em Caixa atual =-R$ 7.403.071,00
+ R$ 398.265,20 =-R$ 7.004.805,81
Depreciação da geração = 1.550.434,54 *
0,9915= 1.537.255,84
Preço da tarifa Elétrica = R$ 0,30 *
1,06555 = R$ 0,32
Ano 7
Remuneração = 1.537.255,84 -
230.588,38 * R$ 0,32 = R$ 420.765,90
Valor em Caixa atual =-R$ 7.004.805,81
+ R$ 420.765,90 =-R$ 6.584.039,90
Depreciação da geração = 1.537.255,84 *
0,9915= 1.524.189,17
Preço da tarifa Elétrica = R$ 0,32 *
1,06555 = R$ 0,34
Ano 8
Remuneração = 1.524.189,17 -
228.628,38 * R$ 0,34 = R$ 444.537,83
Valor em Caixa atual =-R$ 6.584.039,90
+ R$ 444.537,83 =-R$ 6.139.502,07
Depreciação da geração = 1.524.189,17 *
0,9915= 1.511.233,56
Preço da tarifa Elétrica = R$ 0,34 *
1,06555 = R$ 0,37
Ano 9
Remuneração = 1.511.233,56 -
226.685,03 * R$ 0,37 = R$ 469.652,79
Valor em Caixa atual =-R$ 6.139.502,07
+ R$ 469.652,79 =-R$ 5.669.849,28
Depreciação da geração = 1.511.233,56 *
0,9915= 1.498.388,07
Preço da tarifa Elétrica = R$ 0,37 *
1,06555 = R$ 0,39
Ano 10
Remuneração = 1.498.388,07 -
224.758,21 * R$ 0,39 = R$ 496.186,66
Valor em Caixa atual =-R$ 5.669.849,28
+ R$ 496.186,66 =-R$ 5.173.662,62
Depreciação da geração = 1.498.388,07 *
0,9915= 1.485.651,78
Preço da tarifa Elétrica = R$ 0,39 *
1,06555 = R$ 0,42
Ano 11
Remuneração = 1.485.651,78 -
222.847,77 * R$ 0,42 = R$ 524.219,62
Valor em Caixa atual =-R$ 5.173.662,62
+ R$ 524.219,62 =-R$ 4.649.443,00
104
Depreciação da geração = 1.485.651,78 *
0,9915= 1.473.023,74
Preço da tarifa Elétrica = R$ 0,42 *
1,06555 = R$ 0,44
Ano 12
Remuneração = 1.473.023,74 -
220.953,56 * R$ 0,44 = R$ 553.836,35
Valor em Caixa atual =-R$ 4.649.443,00
+ R$ 553.836,35 =-R$ 4.095.606,66
Depreciação da geração = 1.473.023,74 *
0,9915= 1.460.503,03
Preço da tarifa Elétrica = R$ 0,44 *
1,06555 = R$ 0,47
Ano 13
Remuneração = 1.460.503,03 -
219.075,46 * R$ 0,47 = R$ 585.126,32
Valor em Caixa atual =-R$ 4.095.606,66
+ R$ 585.126,32 =-R$ 3.510.480,33
Depreciação da geração = 1.460.503,03 *
0,9915= 1.448.088,76
Preço da tarifa Elétrica = R$ 0,47 *
1,06555 = R$ 0,50
Ano 14
Remuneração = 1.448.088,76 -
217.213,31 * R$ 0,50 = R$ 618.184,08
Valor em Caixa atual =-R$ 3.510.480,33
+ R$ 618.184,08 =-R$ 2.892.296,25
Depreciação da geração = 1.448.088,76 *
0,9915= 1.435.780,00
Preço da tarifa Elétrica = R$ 0,50 *
1,06555 = R$ 0,54
Ano 15
Remuneração = 1.435.780,00 -
215.367,00 * R$ 0,54 = R$ 653.109,50
Valor em Caixa atual =-R$ 2.892.296,25
+ R$ 653.109,50 =-R$ 2.239.186,76
Depreciação da geração = 1.435.780,00 *
0,9915= 1.423.575,87
Preço da tarifa Elétrica = R$ 0,54 *
1,06555 = R$ 0,57
Ano 16
Remuneração = 1.423.575,87 -
213.536,38 * R$ 0,57 = R$ 690.008,09
Valor em Caixa atual =-R$ 2.239.186,76
+ R$ 690.008,09 =-R$ 1.549.178,67
Depreciação da geração = 1.423.575,87 *
0,9915= 1.411.475,48
Preço da tarifa Elétrica = R$ 0,57 *
1,06555 = R$ 0,61
105
Ano 17
Remuneração = 1.411.475,48 -
211.721,32 * R$ 0,61 = R$ 728.991,33
Valor em Caixa atual =-R$ 1.549.178,67
+ R$ 728.991,33 =-R$ 820.187,34
Depreciação da geração = 1.411.475,48 *
0,9915= 1.399.477,94
Preço da tarifa Elétrica = R$ 0,61 *
1,06555 = R$ 0,65
Ano 18
Remuneração = 1.399.477,94 -
209.921,69 * R$ 0,65 = R$ 770.177,00
Valor em Caixa atual =-R$ 820.187,34 +
R$ 770.177,00 =-R$ 50.010,33
Depreciação da geração = 1.399.477,94 *
0,9915= 1.387.582,37
Preço da tarifa Elétrica = R$ 0,65 *
1,06555 = R$ 0,69
Ano 19
Remuneração = 1.387.582,37 -
208.137,36 * R$ 0,69 = R$ 813.689,53
Valor em Caixa atual =-R$ 50.010,33 +
R$ 813.689,53 = R$ 763.679,20
Depreciação da geração = 1.387.582,37 *
0,9915= 1.375.787,92
Preço da tarifa Elétrica = R$ 0,69 *
1,06555 = R$ 0,74
Ano 20
Remuneração = 1.375.787,92 -
206.368,19 * R$ 0,74 = R$ 859.660,38
Valor em Caixa atual = R$ 763.679,20 +
R$ 859.660,38 = R$ 1.623.339,57
Depreciação da geração = 1.375.787,92 *
0,9915= 1.364.093,73
Preço da tarifa Elétrica = R$ 0,74 *
1,06555 = R$ 0,78
Ano 21
Remuneração = 1.364.093,73 -
204.614,06 * R$ 0,78 = R$ 908.228,43
Valor em Caixa atual = R$ 1.623.339,57
+ R$ 908.228,43 = R$ 2.531.568,01
Depreciação da geração = 1.364.093,73 *
0,9915= 1.352.498,93
Preço da tarifa Elétrica = R$ 0,78 *
1,06555 = R$ 0,83
Ano 22
Remuneração = 1.352.498,93 -
202.874,84 * R$ 0,83 = R$ 959.540,42
Valor em Caixa atual = R$ 2.531.568,01
+ R$ 959.540,42 = R$ 3.491.108,43
106
Depreciação da geração = 1.352.498,93 *
0,9915= 1.341.002,69
Preço da tarifa Elétrica = R$ 0,83 *
1,06555 = R$ 0,89
Ano 23
Remuneração = 1.341.002,69 -
201.150,40 * R$ 0,89 = R$ 1.013.751,38
Valor em Caixa atual = R$ 3.491.108,43
+ R$ 1.013.751,38 = R$ 4.504.859,81
Depreciação da geração = 1.341.002,69 *
0,9915= 1.329.604,17
Preço da tarifa Elétrica = R$ 0,89 *
1,06555 = R$ 0,95
Ano 24
Remuneração = 1.329.604,17 -
199.440,63 * R$ 0,95 = R$ 1.071.025,08
Valor em Caixa atual = R$ 4.504.859,81
+ R$ 1.071.025,08 = R$ 5.575.884,88
Depreciação da geração = 1.329.604,17 *
0,9915= 1.318.302,53
Preço da tarifa Elétrica = R$ 0,95 *
1,06555 = R$ 1,01
Ano 25
Remuneração = 1.318.302,53 -
197.745,38 * R$ 1,01 = R$ 1.131.534,56
Valor em Caixa atual = R$ 5.575.884,88
+ R$ 1.131.534,56 = R$ 6.707.419,44
107
ANEXO B – Memoria de Cálculo Amortização
Memoria de Calculo do Tempo de
Retorno
Metodologia de Cálculo
Dívida inicial = -Investimento inicial
orçado do projetoIPCA =6,555%
Remuneração = (Geração - Perdas(15%
da Geração) ) * Preço da tarifa ElétricaTarifa
Inicial = R$ 0,22
Amortização = (Dívida atual*taxa de
juros)+Remuneração
Depreciação KYOCERA = 1%/aa
Depreciação TITAN = 0,83%/aa
Valor em Caixa atual = Valor em caixa do
ano anterior + RemuneraçãoPerdas de
transmissão = 15%
Depreciação da geração = Geração –
(Fator de depreciação do projeto *Geração)
Preço da tarifa Elétrica = Preço da tarifa
Elétrica + (Preço da tarifa Elétrica * IPCA)
Projeto KYOCERA
Ano 1
Valor em caixa inicial = R$- 8.672.081,29
; Geração = 1.733.748,56 kWh
Remuneração = 1.733.748,56 -
260.062,28 * R$ 0,22 = R$ 324.210,98
Armotização (SELIC) =-R$ 8.672.081,29
*0,1175 + R$ 324.210,98 =-R$ 694.758,57
Valor em Caixa atual (SELIC) =-R$
8.672.081,29 + -R$ 694.758,57 =-R$
9.366.839,86
Armotização (FED) =-R$ 8.672.081,29 *
0,0025+ R$ 324.210,98 = R$ 302.530,78
Valor em Caixa atual (FED) =-R$
8.672.081,29 + R$ 302.530,78 =-R$ 8.369.550,51
Depreciação da geração = 1.733.748,56 *
0,99= 1.716.411,07
Preço da tarifa Elétrica = R$ 0,22 *
1,065554 = R$ 0,23
Ano 2
Remuneração = 1.716.411,07 -
257.461,66 * R$ 0,23 = R$ 342.009,66
Armotização (SELIC) =-R$ 9.366.839,86
*0,1175 + R$ 342.009,66 =-R$ 758.594,02
Valor em Caixa atual (SELIC) =-R$
9.366.839,86 + -R$ 758.594,02 =-R$
10.125.433,88
108
Armotização (FED) =-R$ 8.369.550,51 *
0,0025+ R$ 342.009,66 = R$ 321.085,79
Valor em Caixa atual (FED) =-R$
8.369.550,51 + R$ 321.085,79 =-R$ 8.048.464,72
Depreciação da geração = 1.716.411,07 *
0,99= 1.699.246,96
Preço da tarifa Elétrica = R$ 0,23 *
1,065554 = R$ 0,25
Ano 3
Remuneração = 1.699.246,96 -
254.887,04 * R$ 0,25 = R$ 360.785,47
Armotização (SELIC) =-R$
10.125.433,88 *0,1175 + R$ 360.785,47 =-R$
828.953,01
Valor em Caixa atual (SELIC) =-R$
10.125.433,88 +-R$ 828.953,01 =-R$
10.954.386,89
Armotização (FED) =-R$ 8.048.464,72 *
0,0025+ R$ 360.785,47 = R$ 340.664,31
Valor em Caixa atual (FED) =-R$
8.048.464,72 + R$ 340.664,31 =-R$ 7.707.800,42
Depreciação da geração = 1.699.246,96 *
0,99= 1.682.254,49
Preço da tarifa Elétrica = R$ 0,25 *
1,065554 = R$ 0,27
Ano 4
Remuneração = 1.682.254,49 -
252.338,17 * R$ 0,27 = R$ 380.592,03
Armotização (SELIC) =-R$
10.954.386,89 *0,1175 + R$ 380.592,03 =-R$
906.548,43
Valor em Caixa atual (SELIC) =-R$
10.954.386,89 +-R$ 906.548,43 =-R$
11.860.935,32
Armotização (FED) =-R$ 7.707.800,42 *
0,0025+ R$ 380.592,03 = R$ 361.322,53
Valor em Caixa atual (FED) =-R$
7.707.800,42 + R$ 361.322,53 =-R$ 7.346.477,88
Depreciação da geração = 1.682.254,49 *
0,99= 1.665.431,95
Preço da tarifa Elétrica = R$ 0,27 *
1,065554 = R$ 0,28
Ano 5
Remuneração = 1.665.431,95 -
249.814,79 * R$ 0,28 = R$ 401.485,95
Armotização (SELIC) =-R$
11.860.935,32 *0,1175 + R$ 401.485,95 =-R$
992.173,95
Valor em Caixa atual (SELIC) =-R$
11.860.935,32 +-R$ 992.173,95 =-R$
12.853.109,27
109
Armotização (FED) =-R$ 7.346.477,88 *
0,0025+ R$ 401.485,95 = R$ 383.119,76
Valor em Caixa atual (FED) =-R$
7.346.477,88 + R$ 383.119,76 =-R$ 6.963.358,13
Depreciação da geração = 1.665.431,95 *
0,99= 1.648.777,63
Preço da tarifa Elétrica = R$ 0,28 *
1,065554 = R$ 0,30
Ano 6
Remuneração = 1.648.777,63 -
247.316,64 * R$ 0,30 = R$ 423.526,91
Armotização (SELIC) =-R$
12.853.109,27 *0,1175 + R$ 423.526,91 =-R$
1.086.713,43
Valor em Caixa atual (SELIC) =-R$
12.853.109,27 +-R$ 1.086.713,43 =-R$
13.939.822,69
Armotização (FED) =-R$ 6.963.358,13 *
0,0025+ R$ 423.526,91 = R$ 406.118,52
Valor em Caixa atual (FED) =-R$
6.963.358,13 + R$ 406.118,52 =-R$ 6.557.239,61
Depreciação da geração = 1.648.777,63 *
0,99= 1.632.289,85
Preço da tarifa Elétrica = R$ 0,30 *
1,065554 = R$ 0,32
Ano 7
Remuneração = 1.632.289,85 -
244.843,48 * R$ 0,32 = R$ 446.777,89
Armotização (SELIC) =-R$
13.939.822,69 *0,1175 + R$ 446.777,89 =-R$
1.191.151,28
Valor em Caixa atual (SELIC) =-R$
13.939.822,69 +-R$ 1.191.151,28 =-R$
15.130.973,97
Armotização (FED) =-R$ 6.557.239,61 *
0,0025+ R$ 446.777,89 = R$ 430.384,79
Valor em Caixa atual (FED) =-R$
6.557.239,61 + R$ 430.384,79 =-R$ 6.126.854,82
Depreciação da geração = 1.632.289,85 *
0,99= 1.615.966,95
Preço da tarifa Elétrica = R$ 0,32 *
1,065554 = R$ 0,34
Ano 8
Remuneração = 1.615.966,95 -
242.395,04 * R$ 0,34 = R$ 471.305,30
Armotização (SELIC) =-R$
15.130.973,97 *0,1175 + R$ 471.305,30 =-R$
1.306.584,14
Valor em Caixa atual (SELIC) =-R$
15.130.973,97 +-R$ 1.306.584,14 =-R$
16.437.558,11
110
Armotização (FED) =-R$ 6.126.854,82 *
0,0025+ R$ 471.305,30 = R$ 455.988,17
Valor em Caixa atual (FED) =-R$
6.126.854,82 + R$ 455.988,17 =-R$ 5.670.866,66
Depreciação da geração = 1.615.966,95 *
0,99= 1.599.807,29
Preço da tarifa Elétrica = R$ 0,34 *
1,065554 = R$ 0,37
Ano 9
Remuneração = 1.599.807,29 -
239.971,09 * R$ 0,37 = R$ 497.179,24
Armotização (SELIC) =-R$
16.437.558,11 *0,1175 + R$ 497.179,24 =-R$
1.434.233,84
Valor em Caixa atual (SELIC) =-R$
16.437.558,11 +-R$ 1.434.233,84 =-R$
17.871.791,95
Armotização (FED) =-R$ 5.670.866,66 *
0,0025+ R$ 497.179,24 = R$ 483.002,07
Valor em Caixa atual (FED) =-R$
5.670.866,66 + R$ 483.002,07 =-R$ 5.187.864,58
Depreciação da geração = 1.599.807,29 *
0,99= 1.583.809,21
Preço da tarifa Elétrica = R$ 0,37 *
1,065554 = R$ 0,39
Ano 10
Remuneração = 1.583.809,21 -
237.571,38 * R$ 0,39 = R$ 524.473,62
Armotização (SELIC) =-R$
17.871.791,95 *0,1175 + R$ 524.473,62 =-R$
1.575.461,94
Valor em Caixa atual (SELIC) =-R$
17.871.791,95 +-R$ 1.575.461,94 =-R$
19.447.253,89
Armotização (FED) =-R$ 5.187.864,58 *
0,0025+ R$ 524.473,62 = R$ 511.503,95
Valor em Caixa atual (FED) =-R$
5.187.864,58 + R$ 511.503,95 =-R$ 4.676.360,63
Depreciação da geração = 1.583.809,21 *
0,99= 1.567.971,12
Preço da tarifa Elétrica = R$ 0,39 *
1,065554 = R$ 0,42
Ano 11
Remuneração = 1.567.971,12 -
235.195,67 * R$ 0,42 = R$ 553.266,41
Armotização (SELIC) =-R$
19.447.253,89 *0,1175 + R$ 553.266,41 =-R$
1.731.785,92
Valor em Caixa atual (SELIC) =-R$
19.447.253,89 +-R$ 1.731.785,92 =-R$
21.179.039,81
111
Armotização (FED) =-R$ 4.676.360,63 *
0,0025+ R$ 553.266,41 = R$ 541.575,51
Valor em Caixa atual (FED) =-R$
4.676.360,63 + R$ 541.575,51 =-R$ 4.134.785,12
Depreciação da geração = 1.567.971,12 *
0,99= 1.552.291,41
Preço da tarifa Elétrica = R$ 0,42 *
1,065554 = R$ 0,44
Ano 12
Remuneração = 1.552.291,41 -
232.843,71 * R$ 0,44 = R$ 583.639,88
Armotização (SELIC) =-R$
21.179.039,81 *0,1175 + R$ 583.639,88 =-R$
1.904.897,29
Valor em Caixa atual (SELIC) =-R$
21.179.039,81 +-R$ 1.904.897,29 =-R$
23.083.937,10
Armotização (FED) =-R$ 4.134.785,12 *
0,0025+ R$ 583.639,88 = R$ 573.302,92
Valor em Caixa atual (FED) =-R$
4.134.785,12 + R$ 573.302,92 =-R$ 3.561.482,20
Depreciação da geração = 1.552.291,41 *
0,99= 1.536.768,49
Preço da tarifa Elétrica = R$ 0,44 *
1,065554 = R$ 0,47
Ano 13
Remuneração = 1.536.768,49 -
230.515,27 * R$ 0,47 = R$ 615.680,81
Armotização (SELIC) =-R$
23.083.937,10 *0,1175 + R$ 615.680,81 =-R$
2.096.681,80
Valor em Caixa atual (SELIC) =-R$
23.083.937,10 +-R$ 2.096.681,80 =-R$
25.180.618,90
Armotização (FED) =-R$ 3.561.482,20 *
0,0025+ R$ 615.680,81 = R$ 606.777,11
Valor em Caixa atual (FED) =-R$
3.561.482,20 + R$ 606.777,11 =-R$ 2.954.705,09
Depreciação da geração = 1.536.768,49 *
0,99= 1.521.400,81
Preço da tarifa Elétrica = R$ 0,47 *
1,065554 = R$ 0,50
Ano 14
Remuneração = 1.521.400,81 -
228.210,12 * R$ 0,50 = R$ 649.480,74
Armotização (SELIC) =-R$
25.180.618,90 *0,1175 + R$ 649.480,74 =-R$
2.309.241,98
Valor em Caixa atual (SELIC) =-R$
25.180.618,90 +-R$ 2.309.241,98 =-R$
27.489.860,88
112
Armotização (FED) =-R$ 2.954.705,09 *
0,0025+ R$ 649.480,74 = R$ 642.093,98
Valor em Caixa atual (FED) =-R$
2.954.705,09 + R$ 642.093,98 =-R$ 2.312.611,11
Depreciação da geração = 1.521.400,81 *
0,99= 1.506.186,80
Preço da tarifa Elétrica = R$ 0,50 *
1,065554 = R$ 0,54
Ano 15
Remuneração = 1.506.186,80 -
225.928,02 * R$ 0,54 = R$ 685.136,23
Armotização (SELIC) =-R$
27.489.860,88 *0,1175 + R$ 685.136,23 =-R$
2.544.922,42
Valor em Caixa atual (SELIC) =-R$
27.489.860,88 +-R$ 2.544.922,42 =-R$
30.034.783,30
Armotização (FED) =-R$ 2.312.611,11 *
0,0025+ R$ 685.136,23 = R$ 679.354,71
Valor em Caixa atual (FED) =-R$
2.312.611,11 + R$ 679.354,71 =-R$ 1.633.256,41
Depreciação da geração = 1.506.186,80 *
0,99= 1.491.124,93
Preço da tarifa Elétrica = R$ 0,54 *
1,065554 = R$ 0,57
Ano 16
Remuneração = 1.491.124,93 -
223.668,74 * R$ 0,57 = R$ 722.749,16
Armotização (SELIC) =-R$
30.034.783,30 *0,1175 + R$ 722.749,16 =-R$
2.806.337,88
Valor em Caixa atual (SELIC) =-R$
30.034.783,30 +-R$ 2.806.337,88 =-R$
32.841.121,18
Armotização (FED) =-R$ 1.633.256,41 *
0,0025+ R$ 722.749,16 = R$ 718.666,02
Valor em Caixa atual (FED) =-R$
1.633.256,41 + R$ 718.666,02 =-R$ 914.590,39
Depreciação da geração = 1.491.124,93 *
0,99= 1.476.213,68
Preço da tarifa Elétrica = R$ 0,57 *
1,065554 = R$ 0,61
Ano 17
Remuneração = 1.476.213,68 -
221.432,05 * R$ 0,61 = R$ 762.426,97
Armotização (SELIC) =-R$
32.841.121,18 *0,1175 + R$ 762.426,97 =-R$
3.096.404,76
Valor em Caixa atual (SELIC) =-R$
32.841.121,18 +-R$ 3.096.404,76 =-R$
35.937.525,94
113
Armotização (FED) =-R$ 914.590,39 *
0,0025+ R$ 762.426,97 = R$ 760.140,50
Valor em Caixa atual (FED) =-R$
914.590,39 + R$ 760.140,50 =-R$ 154.449,89
Depreciação da geração = 1.476.213,68 *
0,99= 1.461.451,55
Preço da tarifa Elétrica = R$ 0,61 *
1,065554 = R$ 0,65
Ano 18
Remuneração = 1.461.451,55 -
219.217,73 * R$ 0,65 = R$ 804.283,04
Armotização (SELIC) =-R$
35.937.525,94 *0,1175 + R$ 804.283,04 =-R$
3.418.376,26
Valor em Caixa atual (SELIC) =-R$
35.937.525,94 +-R$ 3.418.376,26 =-R$
39.355.902,20
Armotização (FED) =-R$ 154.449,89 *
0,0025+ R$ 804.283,04 = R$ 803.896,92
Valor em Caixa atual (FED) =-R$
154.449,89 + R$ 803.896,92 = R$ 649.447,02
Depreciação da geração = 1.461.451,55 *
0,99= 1.446.837,03
Preço da tarifa Elétrica = R$ 0,65 *
1,065554 = R$ 0,69
Ano 19
Remuneração = 1.446.837,03 -
217.025,55 * R$ 0,69 = R$ 848.436,94
Armotização (SELIC) =-R$
39.355.902,20 *0,1175 + R$ 848.436,94 =-R$
3.775.881,57
Valor em Caixa atual (SELIC) =-R$
39.355.902,20 +-R$ 3.775.881,57 =-R$
43.131.783,77
Armotização (FED) = R$ 649.447,02 *
0,0025+ R$ 848.436,94 = R$ 850.060,56
Valor em Caixa atual (FED) = R$
649.447,02 + R$ 850.060,56 = R$ 1.499.507,58
Depreciação da geração = 1.446.837,03 *
0,99= 1.432.368,66
Preço da tarifa Elétrica = R$ 0,69 *
1,065554 = R$ 0,74
Ano 20
Remuneração = 1.432.368,66 -
214.855,30 * R$ 0,74 = R$ 895.014,82
Armotização (SELIC) =-R$
43.131.783,77 *0,1175 + R$ 895.014,82 =-R$
4.172.969,77
Valor em Caixa atual (SELIC) =-R$
43.131.783,77 +-R$ 4.172.969,77 =-R$
47.304.753,54
114
Armotização (FED) = R$ 1.499.507,58 *
0,0025+ R$ 895.014,82 = R$ 898.763,59
Valor em Caixa atual (FED) = R$
1.499.507,58 + R$ 898.763,59 = R$ 2.398.271,18
Depreciação da geração = 1.432.368,66 *
0,99= 1.418.044,98
Preço da tarifa Elétrica = R$ 0,74 *
1,065554 = R$ 0,78
Ano 21
Remuneração = 1.418.044,98 -
212.706,75 * R$ 0,78 = R$ 944.149,76
Armotização (SELIC) =-R$
47.304.753,54 *0,1175 + R$ 944.149,76 =-R$
4.614.158,78
Valor em Caixa atual (SELIC) =-R$
47.304.753,54 +-R$ 4.614.158,78 =-R$
51.918.912,32
Armotização (FED) = R$ 2.398.271,18 *
0,0025+ R$ 944.149,76 = R$ 950.145,44
Valor em Caixa atual (FED) = R$
2.398.271,18 + R$ 950.145,44 = R$ 3.348.416,61
Depreciação da geração = 1.418.044,98 *
0,99= 1.403.864,53
Preço da tarifa Elétrica = R$ 0,78 *
1,065554 = R$ 0,83
Ano 22
Remuneração = 1.403.864,53 -
210.579,68 * R$ 0,83 = R$ 995.982,13
Armotização (SELIC) =-R$
51.918.912,32 *0,1175 + R$ 995.982,13 =-R$
5.104.490,07
Valor em Caixa atual (SELIC) =-R$
51.918.912,32 +-R$ 5.104.490,07 =-R$
57.023.402,39
Armotização (FED) = R$ 3.348.416,61 *
0,0025+ R$ 995.982,13 = R$ 1.004.353,17
Valor em Caixa atual (FED) = R$
3.348.416,61 + R$ 1.004.353,17 = R$
4.352.769,78
Depreciação da geração = 1.403.864,53 *
0,99= 1.389.825,88
Preço da tarifa Elétrica = R$ 0,83 *
1,065554 = R$ 0,89
Ano 23
Remuneração = 1.389.825,88 -
208.473,88 * R$ 0,89 = R$ 1.050.660,01
Armotização (SELIC) =-R$
57.023.402,39 *0,1175 + R$ 1.050.660,01 =-R$
5.649.589,77
Valor em Caixa atual (SELIC) =-R$
57.023.402,39 +-R$ 5.649.589,77 =-R$
62.672.992,16
115
Armotização (FED) = R$ 4.352.769,78 *
0,0025+ R$ 1.050.660,01 = R$ 1.061.541,94
Valor em Caixa atual (FED) = R$
4.352.769,78 + R$ 1.061.541,94 = R$
5.414.311,72
Depreciação da geração = 1.389.825,88 *
0,99= 1.375.927,62
Preço da tarifa Elétrica = R$ 0,89 *
1,065554 = R$ 0,95
Ano 24
Remuneração = 1.375.927,62 -
206.389,14 * R$ 0,95 = R$ 1.108.339,63
Armotização (SELIC) =-R$
62.672.992,16 *0,1175 + R$ 1.108.339,63 =-R$
6.255.736,95
Valor em Caixa atual (SELIC) =-R$
62.672.992,16 +-R$ 6.255.736,95 =-R$
68.928.729,11
Armotização (FED) = R$ 5.414.311,72 *
0,0025+ R$ 1.108.339,63 = R$ 1.121.875,41
Valor em Caixa atual (FED) = R$
5.414.311,72 + R$ 1.121.875,41 = R$
6.536.187,12
Depreciação da geração = 1.375.927,62 *
0,99= 1.362.168,35
Preço da tarifa Elétrica = R$ 0,95 *
1,065554 = R$ 1,01
Ano 25
Remuneração = 1.362.168,35 -
204.325,25 * R$ 1,01 = R$ 1.169.185,77
Armotização (SELIC) =-R$
68.928.729,11 *0,1175 + R$ 1.169.185,77 =-R$
6.929.939,90
Valor em Caixa atual (SELIC) =-R$
68.928.729,11 +-R$ 6.929.939,90 =-R$
75.858.669,01
Armotização (FED) = R$ 6.536.187,12 *
0,0025+ R$ 1.169.185,77 = R$ 1.185.526,23
Valor em Caixa atual (FED) = R$
6.536.187,12 + R$ 1.185.526,23 = R$
7.721.713,36
Projeto TITAN
Ano 1
Valor em caixa inicial = R$- 9.096.818,71
; Geração = 1.618.042,19 kWh
Remuneração = 1.618.042,19 -
242.706,33 * R$ 0,22 = R$ 302.573,89
Armotização (SELIC) =-R$ 9.096.818,71
*0,1175+ R$ 302.573,89 =-R$ 766.302,31
Valor em Caixa atual (SELIC) =-R$
9.096.818,71 + -R$ 766.302,31 =-R$
9.863.121,02
116
Armotização (FED) =-R$ 9.096.818,71 *
0,0025+ R$ 302.573,89 = R$ 279.831,84
Valor em Caixa atual (FED) =-R$
9.096.818,71 + R$ 279.831,84 =-R$ 8.816.986,87
Depreciação da geração = 1.618.042,19 *
0,9915= 1.604.288,83
Preço da tarifa Elétrica = R$ 0,22 *
1,065554 = R$ 0,23
Ano 2
Remuneração = 1.604.288,83 -
240.643,32 * R$ 0,23 = R$ 319.668,34
Armotização (SELIC) =-R$ 9.863.121,02
*0,1175+ R$ 319.668,34 =-R$ 839.248,38
Valor em Caixa atual (SELIC) =-R$
9.863.121,02 + -R$ 839.248,38 =-R$
10.702.369,40
Armotização (FED) =-R$ 8.816.986,87 *
0,0025+ R$ 319.668,34 = R$ 297.625,88
Valor em Caixa atual (FED) =-R$
8.816.986,87 + R$ 297.625,88 =-R$ 8.519.360,99
Depreciação da geração = 1.604.288,83 *
0,9915= 1.590.652,38
Preço da tarifa Elétrica = R$ 0,23 *
1,065554 = R$ 0,25
Ano 3
Remuneração = 1.590.652,38 -
238.597,86 * R$ 0,25 = R$ 337.728,58
Armotização (SELIC) =-R$
10.702.369,40 *0,1175+ R$ 337.728,58 = -R$
919.799,83
Valor em Caixa atual (SELIC) =-R$
10.702.369,40 +-R$ 919.799,83 =-R$
11.622.169,22
Armotização (FED) =-R$ 8.519.360,99 *
0,0025+ R$ 337.728,58 = R$ 316.430,18
Valor em Caixa atual (FED) =-R$
8.519.360,99 + R$ 316.430,18 =-R$ 8.202.930,81
Depreciação da geração = 1.590.652,38 *
0,9915= 1.577.131,83
Preço da tarifa Elétrica = R$ 0,25 *
1,065554 = R$ 0,27
Ano 4
Remuneração = 1.577.131,83 -
236.569,77 * R$ 0,27 = R$ 356.809,16
Armotização (SELIC) =-R$
11.622.169,22 *0,1175+ R$ 356.809,16 = -R$
1.008.795,72
Valor em Caixa atual (SELIC) =-R$
11.622.169,22 +-R$ 1.008.795,72 =-R$
12.630.964,94
117
Armotização (FED) =-R$ 8.202.930,81 *
0,0025+ R$ 356.809,16 = R$ 336.301,83
Valor em Caixa atual (FED) =-R$
8.202.930,81 + R$ 336.301,83 =-R$ 7.866.628,98
Depreciação da geração = 1.577.131,83 *
0,9915= 1.563.726,21
Preço da tarifa Elétrica = R$ 0,27 *
1,065554 = R$ 0,28
Ano 5
Remuneração = 1.563.726,21 -
234.558,93 * R$ 0,28 = R$ 376.967,73
Armotização (SELIC) =-R$
12.630.964,94 *0,1175+ R$ 376.967,73 = -R$
1.107.170,65
Valor em Caixa atual (SELIC) =-R$
12.630.964,94 +-R$ 1.107.170,65 =-R$
13.738.135,59
Armotização (FED) =-R$ 7.866.628,98 *
0,0025+ R$ 376.967,73 = R$ 357.301,16
Valor em Caixa atual (FED) =-R$
7.866.628,98 + R$ 357.301,16 =-R$ 7.509.327,82
Depreciação da geração = 1.563.726,21 *
0,9915= 1.550.434,54
Preço da tarifa Elétrica = R$ 0,28 *
1,065554 = R$ 0,30
Ano 6
Remuneração = 1.550.434,54 -
232.565,18 * R$ 0,30 = R$ 398.265,20
Armotização (SELIC) =-R$
13.738.135,59 *0,1175+ R$ 398.265,20 = -R$
1.215.965,73
Valor em Caixa atual (SELIC) =-R$
13.738.135,59 +-R$ 1.215.965,73 =-R$
14.954.101,32
Armotização (FED) =-R$ 7.509.327,82 *
0,0025+ R$ 398.265,20 = R$ 379.491,88
Valor em Caixa atual (FED) =-R$
7.509.327,82 + R$ 379.491,88 =-R$ 7.129.835,94
Depreciação da geração = 1.550.434,54 *
0,9915= 1.537.255,84
Preço da tarifa Elétrica = R$ 0,30 *
1,065554 = R$ 0,32
Ano 7
Remuneração = 1.537.255,84 -
230.588,38 * R$ 0,32 = R$ 420.765,91
Armotização (SELIC) =-R$
14.954.101,32 *0,1175+ R$ 420.765,91 = -R$
1.336.341,00
Valor em Caixa atual (SELIC) =-R$
14.954.101,32 +-R$ 1.336.341,00 =-R$
16.290.442,33
118
Armotização (FED) =-R$ 7.129.835,94 *
0,0025+ R$ 420.765,91 = R$ 402.941,32
Valor em Caixa atual (FED) =-R$
7.129.835,94 + R$ 402.941,32 =-R$ 6.726.894,63
Depreciação da geração = 1.537.255,84 *
0,9915= 1.524.189,17
Preço da tarifa Elétrica = R$ 0,32 *
1,065554 = R$ 0,34
Ano 8
Remuneração = 1.524.189,17 -
228.628,38 * R$ 0,34 = R$ 444.537,83
Armotização (SELIC) =-R$
16.290.442,33 *0,1175+ R$ 444.537,83 = -R$
1.469.589,14
Valor em Caixa atual (SELIC) =-R$
16.290.442,33 +-R$ 1.469.589,14 =-R$
17.760.031,47
Armotização (FED) =-R$ 6.726.894,63 *
0,0025+ R$ 444.537,83 = R$ 427.720,59
Valor em Caixa atual (FED) =-R$
6.726.894,63 + R$ 427.720,59 =-R$ 6.299.174,03
Depreciação da geração = 1.524.189,17 *
0,9915= 1.511.233,56
Preço da tarifa Elétrica = R$ 0,34 *
1,065554 = R$ 0,37
Ano 9
Remuneração = 1.511.233,56 -
226.685,03 * R$ 0,37 = R$ 469.652,79
Armotização (SELIC) =-R$
17.760.031,47 *0,1175+ R$ 469.652,79 = -R$
1.617.150,91
Valor em Caixa atual (SELIC) =-R$
17.760.031,47 +-R$ 1.617.150,91 =-R$
19.377.182,38
Armotização (FED) =-R$ 6.299.174,03 *
0,0025+ R$ 469.652,79 = R$ 453.904,85
Valor em Caixa atual (FED) =-R$
6.299.174,03 + R$ 453.904,85 =-R$ 5.845.269,18
Depreciação da geração = 1.511.233,56 *
0,9915= 1.498.388,08
Preço da tarifa Elétrica = R$ 0,37 *
1,065554 = R$ 0,39
Ano 10
Remuneração = 1.498.388,08 -
224.758,21 * R$ 0,39 = R$ 496.186,67
Armotização (SELIC) =-R$
19.377.182,38 *0,1175+ R$ 496.186,67 = -R$
1.780.632,26
Valor em Caixa atual (SELIC) =-R$
19.377.182,38 +-R$ 1.780.632,26 =-R$
21.157.814,64
119
Armotização (FED) =-R$ 5.845.269,18 *
0,0025+ R$ 496.186,67 = R$ 481.573,49
Valor em Caixa atual (FED) =-R$
5.845.269,18 + R$ 481.573,49 =-R$ 5.363.695,69
Depreciação da geração = 1.498.388,08 *
0,9915= 1.485.651,78
Preço da tarifa Elétrica = R$ 0,39 *
1,065554 = R$ 0,42
Ano 11
Remuneração = 1.485.651,78 -
222.847,77 * R$ 0,42 = R$ 524.219,62
Armotização (SELIC) =-R$
21.157.814,64 *0,1175+ R$ 524.219,62 = -R$
1.961.823,60
Valor em Caixa atual (SELIC) =-R$
21.157.814,64 +-R$ 1.961.823,60 =-R$
23.119.638,24
Armotização (FED) =-R$ 5.363.695,69 *
0,0025+ R$ 524.219,62 = R$ 510.810,38
Valor em Caixa atual (FED) =-R$
5.363.695,69 + R$ 510.810,38 =-R$ 4.852.885,31
Depreciação da geração = 1.485.651,78 *
0,9915= 1.473.023,74
Preço da tarifa Elétrica = R$ 0,42 *
1,065554 = R$ 0,44
Ano 12
Remuneração = 1.473.023,74 -
220.953,56 * R$ 0,44 = R$ 553.836,35
Armotização (SELIC) =-R$
23.119.638,24 *0,1175+ R$ 553.836,35 = -R$
2.162.721,15
Valor em Caixa atual (SELIC) =-R$
23.119.638,24 +-R$ 2.162.721,15 =-R$
25.282.359,39
Armotização (FED) =-R$ 4.852.885,31 *
0,0025+ R$ 553.836,35 = R$ 541.704,13
Valor em Caixa atual (FED) =-R$
4.852.885,31 + R$ 541.704,13 =-R$ 4.311.181,18
Depreciação da geração = 1.473.023,74 *
0,9915= 1.460.503,04
Preço da tarifa Elétrica = R$ 0,44 *
1,065554 = R$ 0,47
Ano 13
Remuneração = 1.460.503,04 -
219.075,46 * R$ 0,47 = R$ 585.126,32
Armotização (SELIC) =-R$
25.282.359,39 *0,1175+ R$ 585.126,32 = -R$
2.385.550,91
Valor em Caixa atual (SELIC) =-R$
25.282.359,39 +-R$ 2.385.550,91 =-R$
27.667.910,30
120
Armotização (FED) =-R$ 4.311.181,18 *
0,0025+ R$ 585.126,32 = R$ 574.348,37
Valor em Caixa atual (FED) =-R$
4.311.181,18 + R$ 574.348,37 =-R$ 3.736.832,81
Depreciação da geração = 1.460.503,04 *
0,9915= 1.448.088,76
Preço da tarifa Elétrica = R$ 0,47 *
1,065554 = R$ 0,50
Ano 14
Remuneração = 1.448.088,76 -
217.213,31 * R$ 0,50 = R$ 618.184,08
Armotização (SELIC) =-R$
27.667.910,30 *0,1175+ R$ 618.184,08 = -R$
2.632.795,38
Valor em Caixa atual (SELIC) =-R$
27.667.910,30 +-R$ 2.632.795,38 =-R$
30.300.705,68
Armotização (FED) =-R$ 3.736.832,81 *
0,0025+ R$ 618.184,08 = R$ 608.842,00
Valor em Caixa atual (FED) =-R$
3.736.832,81 + R$ 608.842,00 =-R$ 3.127.990,81
Depreciação da geração = 1.448.088,76 *
0,9915= 1.435.780,01
Preço da tarifa Elétrica = R$ 0,50 *
1,065554 = R$ 0,54
Ano 15
Remuneração = 1.435.780,01 -
215.367,00 * R$ 0,54 = R$ 653.109,50
Armotização (SELIC) =-R$
30.300.705,68 *0,1175+ R$ 653.109,50 = -R$
2.907.223,42
Valor em Caixa atual (SELIC) =-R$
30.300.705,68 +-R$ 2.907.223,42 =-R$
33.207.929,10
Armotização (FED) =-R$ 3.127.990,81 *
0,0025+ R$ 653.109,50 = R$ 645.289,52
Valor em Caixa atual (FED) =-R$
3.127.990,81 + R$ 645.289,52 =-R$ 2.482.701,29
Depreciação da geração = 1.435.780,01 *
0,9915= 1.423.575,88
Preço da tarifa Elétrica = R$ 0,54 *
1,065554 = R$ 0,57
Ano 16
Remuneração = 1.423.575,88 -
213.536,38 * R$ 0,57 = R$ 690.008,09
Armotização (SELIC) =-R$
33.207.929,10 *0,1175+ R$ 690.008,09 = -R$
3.211.923,58
Valor em Caixa atual (SELIC) =-R$
33.207.929,10 +-R$ 3.211.923,58 =-R$
36.419.852,68
121
Armotização (FED) =-R$ 2.482.701,29 *
0,0025+ R$ 690.008,09 = R$ 683.801,34
Valor em Caixa atual (FED) =-R$
2.482.701,29 + R$ 683.801,34 =-R$ 1.798.899,95
Depreciação da geração = 1.423.575,88 *
0,9915= 1.411.475,48
Preço da tarifa Elétrica = R$ 0,57 *
1,065554 = R$ 0,61
Ano 17
Remuneração = 1.411.475,48 -
211.721,32 * R$ 0,61 = R$ 728.991,33
Armotização (SELIC) =-R$
36.419.852,68 *0,1175+ R$ 728.991,33 = -R$
3.550.341,36
Valor em Caixa atual (SELIC) =-R$
36.419.852,68 +-R$ 3.550.341,36 =-R$
39.970.194,03
Armotização (FED) =-R$ 1.798.899,95 *
0,0025+ R$ 728.991,33 = R$ 724.494,08
Valor em Caixa atual (FED) =-R$
1.798.899,95 + R$ 724.494,08 =-R$ 1.074.405,87
Depreciação da geração = 1.411.475,48 *
0,9915= 1.399.477,94
Preço da tarifa Elétrica = R$ 0,61 *
1,065554 = R$ 0,65
Ano 18
Remuneração = 1.399.477,94 -
209.921,69 * R$ 0,65 = R$ 770.177,00
Armotização (SELIC) =-R$
39.970.194,03 *0,1175+ R$ 770.177,00 = -R$
3.926.320,80
Valor em Caixa atual (SELIC) =-R$
39.970.194,03 +-R$ 3.926.320,80 =-R$
43.896.514,83
Armotização (FED) =-R$ 1.074.405,87 *
0,0025+ R$ 770.177,00 = R$ 767.490,99
Valor em Caixa atual (FED) =-R$
1.074.405,87 + R$ 767.490,99 =-R$ 306.914,88
Depreciação da geração = 1.399.477,94 *
0,9915= 1.387.582,38
Preço da tarifa Elétrica = R$ 0,65 *
1,065554 = R$ 0,69
Ano 19
Remuneração = 1.387.582,38 -
208.137,36 * R$ 0,69 = R$ 813.689,53
Armotização (SELIC) =-R$
43.896.514,83 *0,1175+ R$ 813.689,53 = -R$
4.344.150,96
Valor em Caixa atual (SELIC) =-R$
43.896.514,83 +-R$ 4.344.150,96 =-R$
48.240.665,79
122
Armotização (FED) =-R$ 306.914,88 *
0,0025+ R$ 813.689,53 = R$ 812.922,24
Valor em Caixa atual (FED) =-R$
306.914,88 + R$ 812.922,24 = R$ 506.007,36
Depreciação da geração = 1.387.582,38 *
0,9915= 1.375.787,93
Preço da tarifa Elétrica = R$ 0,69 *
1,065554 = R$ 0,74
Ano 20
Remuneração = 1.375.787,93 -
206.368,19 * R$ 0,74 = R$ 859.660,38
Armotização (SELIC) =-R$
48.240.665,79 *0,1175+ R$ 859.660,38 = -R$
4.808.617,85
Valor em Caixa atual (SELIC) =-R$
48.240.665,79 +-R$ 4.808.617,85 =-R$
53.049.283,64
Armotização (FED) = R$ 506.007,36 *
0,0025+ R$ 859.660,38 = R$ 860.925,40
Valor em Caixa atual (FED) = R$
506.007,36 + R$ 860.925,40 = R$ 1.366.932,76
Depreciação da geração = 1.375.787,93 *
0,9915= 1.364.093,73
Preço da tarifa Elétrica = R$ 0,74 *
1,065554 = R$ 0,78
Ano 21
Remuneração = 1.364.093,73 -
204.614,06 * R$ 0,78 = R$ 908.228,43
Armotização (SELIC) =-R$
53.049.283,64 *0,1175+ R$ 908.228,43 = -R$
5.325.062,40
Valor em Caixa atual (SELIC) =-R$
53.049.283,64 +-R$ 5.325.062,40 =-R$
58.374.346,04
Armotização (FED) = R$ 1.366.932,76 *
0,0025+ R$ 908.228,43 = R$ 911.645,76
Valor em Caixa atual (FED) = R$
1.366.932,76 + R$ 911.645,76 = R$ 2.278.578,53
Depreciação da geração = 1.364.093,73 *
0,9915= 1.352.498,93
Preço da tarifa Elétrica = R$ 0,78 *
1,065554 = R$ 0,83
Ano 22
Remuneração = 1.352.498,93 -
202.874,84 * R$ 0,83 = R$ 959.540,42
Armotização (SELIC) =-R$
58.374.346,04 *0,1175+ R$ 959.540,42 = -R$
5.899.445,24
Valor em Caixa atual (SELIC) =-R$
58.374.346,04 +-R$ 5.899.445,24 =-R$
64.273.791,27
123
Armotização (FED) = R$ 2.278.578,53 *
0,0025+ R$ 959.540,42 = R$ 965.236,87
Valor em Caixa atual (FED) = R$
2.278.578,53 + R$ 965.236,87 = R$ 3.243.815,40
Depreciação da geração = 1.352.498,93 *
0,9915= 1.341.002,69
Preço da tarifa Elétrica = R$ 0,83 *
1,065554 = R$ 0,89
Ano 23
Remuneração = 1.341.002,69 -
201.150,40 * R$ 0,89 = R$ 1.013.751,38
Armotização (SELIC) =-R$
64.273.791,27 *0,1175+ R$ 1.013.751,38 =-R$
6.538.419,10
Valor em Caixa atual (SELIC) =-R$
64.273.791,27 +-R$ 6.538.419,10 =-R$
70.812.210,37
Armotização (FED) = R$ 3.243.815,40 *
0,0025+ R$ 1.013.751,38 = R$ 1.021.860,92
Valor em Caixa atual (FED) = R$
3.243.815,40 + R$ 1.021.860,92 = R$
4.265.676,31
Depreciação da geração = 1.341.002,69 *
0,9915= 1.329.604,17
Preço da tarifa Elétrica = R$ 0,89 *
1,065554 = R$ 0,95
Ano 24
Remuneração = 1.329.604,17 -
199.440,63 * R$ 0,95 = R$ 1.071.025,08
Armotização (SELIC) =-R$
70.812.210,37 *0,1175+ R$ 1.071.025,08 =-R$
7.249.409,64
Valor em Caixa atual (SELIC) =-R$
70.812.210,37 +-R$ 7.249.409,64 =-R$
78.061.620,01
Armotização (FED) = R$ 4.265.676,31 *
0,0025+ R$ 1.071.025,08 = R$ 1.081.689,27
Valor em Caixa atual (FED) = R$
4.265.676,31 + R$ 1.081.689,27 = R$
5.347.365,58
Depreciação da geração = 1.329.604,17 *
0,9915= 1.318.302,53
Preço da tarifa Elétrica = R$ 0,95 *
1,065554 = R$ 1,01
Ano 25
Remuneração = 1.318.302,53 -
197.745,38 * R$ 1,01 = R$ 1.131.534,56
Armotização (SELIC) =-R$
78.061.620,01 *0,1175+ R$ 1.131.534,56 =-R$
8.040.705,79
124
Valor em Caixa atual (SELIC) =-R$
78.061.620,01 +-R$ 8.040.705,79 =-R$
86.102.325,80
Armotização (FED) = R$ 5.347.365,58 *
0,0025+ R$ 1.131.534,56 = R$ 1.144.902,97
Valor em Caixa atual (FED) = R$
5.347.365,58 + R$ 1.144.902,97 = R$
6.492.268,56
125
ANEXO C – Memória de Cálculo VPL
Memória de Cálculo do Tempo de
Retorno
Metodologia de Cálculo
Remuneração = (Geração - Perdas(15%
da Geração) ) * Preço da tarifa ElétricaIPCA =
6,555%
Manutenção = Remuneração * Taxa de
Manutenção (4%)
Tarifa Inicial = R$ 0,22
Valor em caixa =∑(Remuneração-
Manutenção)
Depreciaçao KYOCERA = 1%/aa
Depreciação TITAN = 0,83%/aa
Depreciação da geração = Geração –
(Fator de depreciação do projeto *Geração)
Perdas de transmissão = 15%
VPL = Valor em caixa final -Investimento
inicial orçado do projeto
Projeto KYOCERA
Valor em caixa inicial = 0 ; Geração =
1.733.748,56kWh
Ano 1
Remuneração = 1.733.748,56-
260.062,28 *0,22 R$ 324.210,98
Manutenção = R$ 324.210,98 *0,04= R$
12.968,44
Valor em caixa = R$ 324.210,98 - R$
12.968,44 = R$ 311.242,54
Depreciação da geração = 1.733.748,56*
0,99= 1.716.411,07
Preço da tarifa Elétrica = R$ 0,22 *
1,065554 = R$ 0,23
Ano 2
Remuneração = 1.716.411,07-
257.461,66 * R$ 0,23 R$ 342.009,66
Manutenção = R$ 342.009,66 *0,04= R$
13.680,39
Valor em caixa = R$ 342.009,66 - R$
13.680,39 = R$ 328.329,28
Depreciação da geração = 1.716.411,07*
0,99= 1.699.246,96
Preço da tarifa Elétrica = R$ 0,23 *
1,065554 = R$ 0,25
Ano 3
Remuneração = 1.699.246,96-
254.887,04 * R$ 0,25 R$ 360.785,47
126
Manutenção = R$ 360.785,47 *0,04= R$
14.431,42
Valor em caixa = R$ 360.785,47 - R$
14.431,42 = R$ 346.354,05
Depreciação da geração = 1.699.246,96*
0,99= 1.682.254,49
Preço da tarifa Elétrica = R$ 0,25 *
1,065554 = R$ 0,27
Ano 4
Remuneração = 1.682.254,49-
252.338,17 * R$ 0,27 R$ 380.592,03
Manutenção = R$ 380.592,03 *0,04= R$
15.223,68
Valor em caixa = R$ 380.592,03 - R$
15.223,68 = R$ 365.368,35
Depreciação da geração = 1.682.254,49*
0,99= 1.665.431,95
Preço da tarifa Elétrica = R$ 0,27 *
1,065554 = R$ 0,28
Ano 5
Remuneração = 1.665.431,95-
249.814,79 * R$ 0,28 R$ 401.485,95
Manutenção = R$ 401.485,95 *0,04= R$
16.059,44
Valor em caixa = R$ 401.485,95 - R$
16.059,44 = R$ 385.426,51
Depreciação da geração = 1.665.431,95*
0,99= 1.648.777,63
Preço da tarifa Elétrica = R$ 0,28 *
1,065554 = R$ 0,30
Ano 6
Remuneração = 1.648.777,63-
247.316,64 * R$ 0,30 R$ 423.526,91
Manutenção = R$ 423.526,91 *0,04= R$
16.941,08
Valor em caixa = R$ 423.526,91 - R$
16.941,08 = R$ 406.585,84
Depreciação da geração = 1.648.777,63*
0,99= 1.632.289,85
Preço da tarifa Elétrica = R$ 0,30 *
1,065554 = R$ 0,32
Ano 7
Remuneração = 1.632.289,85-
244.843,48 * R$ 0,32 R$ 446.777,89
Manutenção = R$ 446.777,89 *0,04= R$
17.871,12
Valor em caixa = R$ 446.777,89 - R$
17.871,12 = R$ 428.906,77
127
Depreciação da geração = 1.632.289,85*
0,99= 1.615.966,95
Preço da tarifa Elétrica = R$ 0,32 *
1,065554 = R$ 0,34
Ano 8
Remuneração = 1.615.966,95-
242.395,04 * R$ 0,34 R$ 471.305,30
Manutenção = R$ 471.305,30 *0,04= R$
18.852,21
Valor em caixa = R$ 471.305,30 - R$
18.852,21 = R$ 452.453,09
Depreciação da geração = 1.615.966,95*
0,99= 1.599.807,29
Preço da tarifa Elétrica = R$ 0,34 *
1,065554 = R$ 0,37
Ano 9
Remuneração = 1.599.807,29-
239.971,09 * R$ 0,37 R$ 497.179,24
Manutenção = R$ 497.179,24 *0,04= R$
19.887,17
Valor em caixa = R$ 497.179,24 - R$
19.887,17 = R$ 477.292,07
Depreciação da geração = 1.599.807,29*
0,99= 1.583.809,21
Preço da tarifa Elétrica = R$ 0,37 *
1,065554 = R$ 0,39
Ano 10
Remuneração = 1.583.809,21-
237.571,38 * R$ 0,39 R$ 524.473,62
Manutenção = R$ 524.473,62 *0,04= R$
20.978,94
Valor em caixa = R$ 524.473,62 - R$
20.978,94 = R$ 503.494,67
Depreciação da geração = 1.583.809,21*
0,99= 1.567.971,12
Preço da tarifa Elétrica = R$ 0,39 *
1,065554 = R$ 0,42
Ano 11
Remuneração = 1.567.971,12-
235.195,67 * R$ 0,42 R$ 553.266,41
Manutenção = R$ 553.266,41 *0,04= R$
22.130,66
Valor em caixa = R$ 553.266,41 - R$
22.130,66 = R$ 531.135,75
Depreciação da geração = 1.567.971,12*
0,99= 1.552.291,41
Preço da tarifa Elétrica = R$ 0,42 *
1,065554 = R$ 0,44
128
Ano 12
Remuneração = 1.552.291,41-
232.843,71 * R$ 0,44 R$ 583.639,88
Manutenção = R$ 583.639,88 *0,04= R$
23.345,60
Valor em caixa = R$ 583.639,88 - R$
23.345,60 = R$ 560.294,29
Depreciação da geração = 1.552.291,41*
0,99= 1.536.768,49
Preço da tarifa Elétrica = R$ 0,44 *
1,065554 = R$ 0,47
Ano 13
Remuneração = 1.536.768,49-
230.515,27 * R$ 0,47 R$ 615.680,81
Manutenção = R$ 615.680,81 *0,04= R$
24.627,23
Valor em caixa = R$ 615.680,81 - R$
24.627,23 = R$ 591.053,58
Depreciação da geração = 1.536.768,49*
0,99= 1.521.400,81
Preço da tarifa Elétrica = R$ 0,47 *
1,065554 = R$ 0,50
Ano 14
Remuneração = 1.521.400,81-
228.210,12 * R$ 0,50 R$ 649.480,74
Manutenção = R$ 649.480,74 *0,04= R$
25.979,23
Valor em caixa = R$ 649.480,74 - R$
25.979,23 = R$ 623.501,51
Depreciação da geração = 1.521.400,81*
0,99= 1.506.186,80
Preço da tarifa Elétrica = R$ 0,50 *
1,065554 = R$ 0,54
Ano 15
Remuneração = 1.506.186,80-
225.928,02 * R$ 0,54 R$ 685.136,23
Manutenção = R$ 685.136,23 *0,04= R$
27.405,45
Valor em caixa = R$ 685.136,23 - R$
27.405,45 = R$ 657.730,79
Depreciação da geração = 1.506.186,80*
0,99= 1.491.124,93
Preço da tarifa Elétrica = R$ 0,54 *
1,065554 = R$ 0,57
Ano 16
Remuneração = 1.491.124,93-
223.668,74 * R$ 0,57 R$ 722.749,16
129
Manutenção = R$ 722.749,16 *0,04= R$
28.909,97
Valor em caixa = R$ 722.749,16 - R$
28.909,97 = R$ 693.839,19
Depreciação da geração = 1.491.124,93*
0,99= 1.476.213,68
Preço da tarifa Elétrica = R$ 0,57 *
1,065554 = R$ 0,61
Ano 17
Remuneração = 1.476.213,68-
221.432,05 * R$ 0,61 R$ 762.426,97
Manutenção = R$ 762.426,97 *0,04= R$
30.497,08
Valor em caixa = R$ 762.426,97 - R$
30.497,08 = R$ 731.929,90
Depreciação da geração = 1.476.213,68*
0,99= 1.461.451,55
Preço da tarifa Elétrica = R$ 0,61 *
1,065554 = R$ 0,65
Ano 18
Remuneração = 1.461.451,55-
219.217,73 * R$ 0,65 R$ 804.283,04
Manutenção = R$ 804.283,04 *0,04= R$
32.171,32
Valor em caixa = R$ 804.283,04 - R$
32.171,32 = R$ 772.111,72
Depreciação da geração = 1.461.451,55*
0,99= 1.446.837,03
Preço da tarifa Elétrica = R$ 0,65 *
1,065554 = R$ 0,69
Ano 19
Remuneração = 1.446.837,03-
217.025,55 * R$ 0,69 R$ 848.436,94
Manutenção = R$ 848.436,94 *0,04= R$
33.937,48
Valor em caixa = R$ 848.436,94 - R$
33.937,48 = R$ 814.499,46
Depreciação da geração = 1.446.837,03*
0,99= 1.432.368,66
Preço da tarifa Elétrica = R$ 0,69 *
1,065554 = R$ 0,74
Ano 20
Remuneração = 1.432.368,66-
214.855,30 * R$ 0,74 R$ 895.014,82
Manutenção = R$ 895.014,82 *0,04= R$
35.800,59
Valor em caixa = R$ 895.014,82 - R$
35.800,59 = R$ 859.214,23
130
Depreciação da geração = 1.432.368,66*
0,99= 1.418.044,98
Preço da tarifa Elétrica = R$ 0,74 *
1,065554 = R$ 0,78
Ano 21
Remuneração = 1.418.044,98-
212.706,75 * R$ 0,78 R$ 944.149,76
Manutenção = R$ 944.149,76 *0,04= R$
37.765,99
Valor em caixa = R$ 944.149,76 - R$
37.765,99 = R$ 906.383,77
Depreciação da geração = 1.418.044,98*
0,99= 1.403.864,53
Preço da tarifa Elétrica = R$ 0,78 *
1,065554 = R$ 0,83
Ano 22
Remuneração = 1.403.864,53-
210.579,68 * R$ 0,83 R$ 995.982,13
Manutenção = R$ 995.982,13 *0,04= R$
39.839,29
Valor em caixa = R$ 995.982,13 - R$
39.839,29 = R$ 956.142,84
Depreciação da geração = 1.403.864,53*
0,99= 1.389.825,88
Preço da tarifa Elétrica = R$ 0,83 *
1,065554 = R$ 0,89
Ano 23
Remuneração = 1.389.825,88-
208.473,88 * R$ 0,89 R$ 1.050.660,01
Manutenção = R$ 1.050.660,01 *0,04=
R$ 42.026,40
Valor em caixa = R$ 1.050.660,01 - R$
42.026,40 = R$ 1.008.633,61
Depreciação da geração = 1.389.825,88*
0,99= 1.375.927,62
Preço da tarifa Elétrica = R$ 0,89 *
1,065554 = R$ 0,95
Ano 24
Remuneração = 1.375.927,62-
206.389,14 * R$ 0,95 R$ 1.108.339,63
Manutenção = R$ 1.108.339,63 *0,04=
R$ 44.333,59
Valor em caixa = R$ 1.108.339,63 - R$
44.333,59 = R$ 1.064.006,04
Depreciação da geração = 1.375.927,62*
0,99= 1.362.168,35
Preço da tarifa Elétrica = R$ 0,95 *
1,065554 = R$ 1,01
131
Ano 25
Remuneração = 1.362.168,35-
204.325,25 * R$ 1,01 R$ 1.169.185,77
Manutenção = R$ 1.169.185,77 *0,04=
R$ 46.767,43
Valor em caixa = R$ 1.169.185,77 - R$
46.767,43 = R$ 1.122.418,34
Depreciação da geração = 1.362.168,35*
0,99= 1.348.546,66
VLP= R$ 15.898.348,19
R$ 7.226.266,90
Projeto TITAN
Valor em caixa inicial = 0 ; Geração =
1.618.042,19 kWh
Ano 1
Remuneração = 1.618.042,19-
242.706,33 * R$ 0,22 R$ 302.573,89
Manutenção = R$ 302.573,89 *0,04= R$
12.102,96
Valor em caixa = R$ 302.573,89 - R$
12.102,96 = R$ 290.470,93
Depreciação da geração = 1.618.042,19*
0,9915= 1.604.288,83
Preço da tarifa Elétrica = R$ 0,22 *
1,065554 = R$ 0,23
Ano 2
Remuneração = 1.604.288,83-
240.643,32 * R$ 0,23 R$ 319.668,34
Manutenção = R$ 319.668,34 *0,04= R$
12.786,73
Valor em caixa = R$ 319.668,34 - R$
12.786,73 = R$ 306.881,61
Depreciação da geração = 1.604.288,83*
0,9915= 1.590.652,37
Preço da tarifa Elétrica = R$ 0,23 *
1,065554 = R$ 0,25
Ano 3
Remuneração = 1.590.652,37-
238.597,86 * R$ 0,25 R$ 337.728,58
Manutenção = R$ 337.728,58 *0,04= R$
13.509,14
Valor em caixa = R$ 337.728,58 - R$
13.509,14 = R$ 324.219,44
Depreciação da geração = 1.590.652,37*
0,9915= 1.577.131,83
132
Preço da tarifa Elétrica = R$ 0,25 *
1,065554 = R$ 0,27
Ano 4
Remuneração = 1.577.131,83-
236.569,77 * R$ 0,27 R$ 356.809,16
Manutenção = R$ 356.809,16 *0,04= R$
14.272,37
Valor em caixa = R$ 356.809,16 - R$
14.272,37 = R$ 342.536,79
Depreciação da geração = 1.577.131,83*
0,9915= 1.563.726,21
Preço da tarifa Elétrica = R$ 0,27 *
1,065554 = R$ 0,28
Ano 5
Remuneração = 1.563.726,21-
234.558,93 * R$ 0,28 R$ 376.967,73
Manutenção = R$ 376.967,73 *0,04= R$
15.078,71
Valor em caixa = R$ 376.967,73 - R$
15.078,71 = R$ 361.889,02
Depreciação da geração = 1.563.726,21*
0,9915= 1.550.434,54
Preço da tarifa Elétrica = R$ 0,28 *
1,065554 = R$ 0,30
Ano 6
Remuneração = 1.550.434,54-
232.565,18 * R$ 0,30 R$ 398.265,20
Manutenção = R$ 398.265,20 *0,04= R$
15.930,61
Valor em caixa = R$ 398.265,20 - R$
15.930,61 = R$ 382.334,59
Depreciação da geração = 1.550.434,54*
0,9915= 1.537.255,84
Preço da tarifa Elétrica = R$ 0,30 *
1,065554 = R$ 0,32
Ano 7
Remuneração = 1.537.255,84-
230.588,38 * R$ 0,32 R$ 420.765,90
Manutenção = R$ 420.765,90 *0,04= R$
16.830,64
Valor em caixa = R$ 420.765,90 - R$
16.830,64 = R$ 403.935,27
Depreciação da geração = 1.537.255,84*
0,9915= 1.524.189,17
Preço da tarifa Elétrica = R$ 0,32 *
1,065554 = R$ 0,34
Ano 8
133
Remuneração = 1.524.189,17-
228.628,38 * R$ 0,34 R$ 444.537,83
Manutenção = R$ 444.537,83 *0,04= R$
17.781,51
Valor em caixa = R$ 444.537,83 - R$
17.781,51 = R$ 426.756,32
Depreciação da geração = 1.524.189,17*
0,9915= 1.511.233,56
Preço da tarifa Elétrica = R$ 0,34 *
1,065554 = R$ 0,37
Ano 9
Remuneração = 1.511.233,56-
226.685,03 * R$ 0,37 R$ 469.652,79
Manutenção = R$ 469.652,79 *0,04= R$
18.786,11
Valor em caixa = R$ 469.652,79 - R$
18.786,11 = R$ 450.866,68
Depreciação da geração = 1.511.233,56*
0,9915= 1.498.388,07
Preço da tarifa Elétrica = R$ 0,37 *
1,065554 = R$ 0,39
Ano 10
Remuneração = 1.498.388,07-
224.758,21 * R$ 0,39 R$ 496.186,66
Manutenção = R$ 496.186,66 *0,04= R$
19.847,47
Valor em caixa = R$ 496.186,66 - R$
19.847,47 = R$ 476.339,20
Depreciação da geração = 1.498.388,07*
0,9915= 1.485.651,78
Preço da tarifa Elétrica = R$ 0,39 *
1,065554 = R$ 0,42
Ano 11
Remuneração = 1.485.651,78-
222.847,77 * R$ 0,42 R$ 524.219,62
Manutenção = R$ 524.219,62 *0,04= R$
20.968,78
Valor em caixa = R$ 524.219,62 - R$
20.968,78 = R$ 503.250,83
Depreciação da geração = 1.485.651,78*
0,9915= 1.473.023,74
Preço da tarifa Elétrica = R$ 0,42 *
1,065554 = R$ 0,44
Ano 12
Remuneração = 1.473.023,74-
220.953,56 * R$ 0,44 R$ 553.836,35
Manutenção = R$ 553.836,35 *0,04= R$
22.153,45
134
Valor em caixa = R$ 553.836,35 - R$
22.153,45 = R$ 531.682,89
Depreciação da geração = 1.473.023,74*
0,9915= 1.460.503,03
Preço da tarifa Elétrica = R$ 0,44 *
1,065554 = R$ 0,47
Ano 13
Remuneração = 1.460.503,03-
219.075,46 * R$ 0,47 R$ 585.126,32
Manutenção = R$ 585.126,32 *0,04= R$
23.405,05
Valor em caixa = R$ 585.126,32 - R$
23.405,05 = R$ 561.721,27
Depreciação da geração = 1.460.503,03*
0,9915= 1.448.088,76
Preço da tarifa Elétrica = R$ 0,47 *
1,065554 = R$ 0,50
Ano 14
Remuneração = 1.448.088,76-
217.213,31 * R$ 0,50 R$ 618.184,08
Manutenção = R$ 618.184,08 *0,04= R$
24.727,36
Valor em caixa = R$ 618.184,08 - R$
24.727,36 = R$ 593.456,72
Depreciação da geração = 1.448.088,76*
0,9915= 1.435.780,00
Preço da tarifa Elétrica = R$ 0,50 *
1,065554 = R$ 0,54
Ano 15
Remuneração = 1.435.780,00-
215.367,00 * R$ 0,54 R$ 653.109,50
Manutenção = R$ 653.109,50 *0,04= R$
26.124,38
Valor em caixa = R$ 653.109,50 - R$
26.124,38 = R$ 626.985,12
Depreciação da geração = 1.435.780,00*
0,9915= 1.423.575,87
Preço da tarifa Elétrica = R$ 0,54 *
1,065554 = R$ 0,57
Ano 16
Remuneração = 1.423.575,87-
213.536,38 * R$ 0,57 R$ 690.008,09
Manutenção = R$ 690.008,09 *0,04= R$
27.600,32
Valor em caixa = R$ 690.008,09 - R$
27.600,32 = R$ 662.407,76
Depreciação da geração = 1.423.575,87*
0,9915= 1.411.475,48
135
Preço da tarifa Elétrica = R$ 0,57 *
1,065554 = R$ 0,61
Ano 17
Remuneração = 1.411.475,48-
211.721,32 * R$ 0,61 R$ 728.991,33
Manutenção = R$ 728.991,33 *0,04= R$
29.159,65
Valor em caixa = R$ 728.991,33 - R$
29.159,65 = R$ 699.831,68
Depreciação da geração = 1.411.475,48*
0,9915= 1.399.477,94
Preço da tarifa Elétrica = R$ 0,61 *
1,065554 = R$ 0,65
Ano 18
Remuneração = 1.399.477,94-
209.921,69 * R$ 0,65 R$ 770.177,00
Manutenção = R$ 770.177,00 *0,04= R$
30.807,08
Valor em caixa = R$ 770.177,00 - R$
30.807,08 = R$ 739.369,92
Depreciação da geração = 1.399.477,94*
0,9915= 1.387.582,37
Preço da tarifa Elétrica = R$ 0,65 *
1,065554 = R$ 0,69
Ano 19
Remuneração = 1.387.582,37-
208.137,36 * R$ 0,69 R$ 813.689,53
Manutenção = R$ 813.689,53 *0,04= R$
32.547,58
Valor em caixa = R$ 813.689,53 - R$
32.547,58 = R$ 781.141,95
Depreciação da geração = 1.387.582,37*
0,9915= 1.375.787,92
Preço da tarifa Elétrica = R$ 0,69 *
1,065554 = R$ 0,74
Ano 20
Remuneração = 1.375.787,92-
206.368,19 * R$ 0,74 R$ 859.660,38
Manutenção = R$ 859.660,38 *0,04= R$
34.386,42
Valor em caixa = R$ 859.660,38 - R$
34.386,42 = R$ 825.273,96
Depreciação da geração = 1.375.787,92*
0,9915= 1.364.093,73
Preço da tarifa Elétrica = R$ 0,74 *
1,065554 = R$ 0,78
Ano 21
136
Remuneração = 1.364.093,73-
204.614,06 * R$ 0,78 R$ 908.228,43
Manutenção = R$ 908.228,43 *0,04= R$
36.329,14
Valor em caixa = R$ 908.228,43 - R$
36.329,14 = R$ 871.899,29
Depreciação da geração = 1.364.093,73*
0,9915= 1.352.498,93
Preço da tarifa Elétrica = R$ 0,78 *
1,065554 = R$ 0,83
Ano 22
Remuneração = 1.352.498,93-
202.874,84 * R$ 0,83 R$ 959.540,42
Manutenção = R$ 959.540,42 *0,04= R$
38.381,62
Valor em caixa = R$ 959.540,42 - R$
38.381,62 = R$ 921.158,81
Depreciação da geração = 1.352.498,93*
0,9915= 1.341.002,69
Preço da tarifa Elétrica = R$ 0,83 *
1,065554 = R$ 0,89
Ano 23
Remuneração = 1.341.002,69-
201.150,40 * R$ 0,89 R$ 1.013.751,38
Manutenção = R$ 1.013.751,38 *0,04=
R$ 40.550,06
Valor em caixa = R$ 1.013.751,38 - R$
40.550,06 = R$ 973.201,32
Depreciação da geração = 1.341.002,69*
0,9915= 1.329.604,17
Preço da tarifa Elétrica = R$ 0,89 *
1,065554 = R$ 0,95
Ano 24
Remuneração = 1.329.604,17-
199.440,63 * R$ 0,95 R$ 1.071.025,08
Manutenção = R$ 1.071.025,08 *0,04=
R$ 42.841,00
Valor em caixa = R$ 1.071.025,08 - R$
42.841,00 = R$ 1.028.184,07
Depreciação da geração = 1.329.604,17*
0,9915= 1.318.302,53
Preço da tarifa Elétrica = R$ 0,95 *
1,065554 = R$ 1,01
Ano 25
Remuneração = 1.318.302,53-
197.745,38 * R$ 1,01 R$ 1.131.534,56
Manutenção = R$ 1.131.534,56 *0,04=
R$ 45.261,38
137
Valor em caixa = R$ 1.131.534,56 - R$
45.261,38 = R$ 1.086.273,18
Depreciação da geração = 1.318.302,53*
0,9915= 1.307.096,96
Preço da tarifa Elétrica = R$ 1,01 *
1,065554 = R$ 1,08
VLP= R$ 15.172.068,62
138
139
ANEXO D
