NT Acre Lote III v9 GP - Agência Nacional de Energia ... · Acre, e propõe o atendimento a quatro Sistemas Isolados por meio de aquisição de energia e potência elétrica de agente

SISTEMAS ISOLADOS

AVALIAÇÃO DE ALTERNATIVA

DE SUPRIMENTO EM SISTEMAS

ISOLADOS DO ACRE

Avaliação de sistemas híbridos com energia fotovoltaica para o Lote III

do Projeto de Referência da Eletrobras Distribuição Acre

Ministério de Minas e Energia

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GOVERNO FEDERAL MINISTÉRIO DE MINAS E ENERGIA MME/SPE Ministério de Minas e Energia Ministro Edison Lobão Secretário Executivo Márcio Pereira Zimmermann Secretário de Planejamento e Desenvolvimento Energético Altino Ventura Filho Secretário de Energia Elétrica Ildo Grutner Secretário de Petróleo, Gás Natural e Combustíveis Renováveis Marco Antônio Martins Almeida Secretário de Geologia, Mineração e Transformação Mineral Carlos Nogueira da Costa Júnior

SISTEMAS ISOLADOS

AVALIAÇÃO DE ALTERNATIVA

DE SUPRIMENTO EM SISTEMAS

ISOLADOS DO ACRE

Avaliação de Sistemas Híbridos com energia fotovoltaica para o

Lote III do Projeto de Referência da Eletrobras Distribuição Acre

Empresa pública, vinculada ao Ministério de Minas e Energia, instituída nos termos da Lei n° 10.847, de 15 de março de 2004, a EPE tem por finalidade prestar serviços na área de estudos e pesquisas destinadas a subsidiar o planejamento do setor energético, tais como energia elétrica, petróleo e gás natural e seus derivados, carvão mineral, fontes energéticas renováveis e eficiência energética, dentre outras.

Presidente Mauricio Tiomno Tolmasquim

Diretor de Estudos Econômico-Energéticos e Ambientais Amilcar Gonçalves Guerreiro

Diretor de Estudos de Energia Elétrica José Carlos de Miranda Farias

Diretor de Estudos de Petróleo, Gás e Biocombustível Diretor de Gestão Corporativa Alvaro Henrique Matias Pereira

Coordenação Geral Mauricio Tiomno Tolmasquim José Carlos de Miranda Farias

Coordenação Executiva Paulo Roberto Amaro

Oduvaldo Barroso da Silva

Equipe Técnica Bernardo Aguiar Gabriel Castro

Glaysson Muller Gustavo Ponte Michele Souza Thiago Teixeira

Danilo Lima (GIZ)

URL: http://www.epe.gov.br

Sede SAN – Quadra 1 – Bloco B – Sala 100-A 70041-903 - Brasília – DF

Escritório Central Av. Rio Branco, 01 – 11º Andar 20090-003 - Rio de Janeiro – RJ

No. EPE-DEE-NT-027 /2014-r0 Data: 21 de fevereiro de 2014

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Avaliação de Sistemas Híbridos com energia fotovoltaica em Sistemas Isolados do Acre


Sumário

1. Introdução .................................................................................... 2

2. Objetivo ........................................................................................ 3

3. Apresentação do Projeto .............................................................. 3 3.1 Projeto de Referência ............................................................................... 3

3.2 Adequação do Atendimento ao Mercado .................................................... 5

4. Avaliação do Suprimento ............................................................. 7 4.1 Recurso Solar .......................................................................................... 7

4.2 Características Técnicas e Considerações Adotadas .................................... 10

4.3 Simulações e Resultados .......................................................................... 14

5. Recomendações .......................................................................... 21

Anexo A - Curvas de Carga ............................................................... 24

Anexo B - Resultado das Simulações ............................................... 26

Anexo C - Sensibilidade ao Preço do Diesel ..................................... 28

Anexo D - Sensibilidade ao Preço dos Equipamentos...................... 29


2


1. Introdução

Conforme preconizado na Portaria MME n° 600/2010 [1], a Eletrobras Distribuição Acre

enviou à EPE os Projetos de Referência para atendimento aos mercados isolados (ou

sistemas isolados1) do estado. Em função das previsões de interligação, os mercados

foram divididos em três lotes. O denominado Lote III corresponde aos sistemas que

não possuem previsão de interligação, neste horizonte de planejamento.

O Projeto de Referência apresentado pela distribuidora contempla o atendimento por

geradores a óleo diesel nos quatro Sistemas Isolados do Lote III. Em conformidade

com o art. 8º do Decreto nº 7.246/2010 [2] e tomando como referência o projeto

apresentado, a EPE realizou os trâmites necessários para fins de determinação do

custo total de geração, estimado em 1.803 R$/MWh. Esse valor foi considerado muito

elevado, principalmente quando comparado a outros sistemas similares de geração.

Ressalte-se que este valor é similar ao apresentado no Projeto de Referência (cerca de

1.902 R$/MWh), e se deve às dificuldades de acesso às localidades, em especial

Jordão e Santa Rosa do Purus, ao baixo fator de escala das usinas e ao alto valor do

combustível, conforme informações da distribuidora.

Cabe lembrar que o Decreto nº 7.246/2010 estabelece que os Projetos de Referência

deverão buscar a redução do custo total da geração nos Sistemas Isolados e da

necessidade do reembolso pela Conta de Consumo de Combustíveis – CCC e que os

agentes dos Sistemas Isolados deverão buscar a eficiência econômica e energética, a

mitigação de impactos ao meio ambiente e a utilização de recursos energéticos locais,

visando atingir a sustentabilidade econômica da geração de energia elétrica. Desta

forma, este documento analisa possíveis alternativas de suprimento que impliquem em

redução do custo de geração.

1 Neste documento utiliza-se indistintamente as expressões “mercados isolados”, “sistemas isolados” e “localidades”.


3


2. Objetivo

Este documento tem por objetivo avaliar alternativas de suprimento aos Sistemas

Isolados do Projeto de Referência denominado Lote III elaborado pela Eletrobras

Distribuição Acre. Para isso será considerado o uso de sistemas híbridos com geradores

a diesel e energia solar fotovoltaica, com e sem armazenamento de energia por meio

de baterias.

3. Apresentação do Projeto

3.1 Projeto de Referência

O Projeto de Referência para o Lote III foi apresentado pela Eletrobras Distribuição

Acre, e propõe o atendimento a quatro Sistemas Isolados por meio de aquisição de

energia e potência elétrica de agente vendedor, conforme previsto no art. 8º,

parágrafo I do Decreto nº 7.246/2010 [2]. O quadro abaixo apresenta as localidades

que fazem parte desse lote. Não está prevista a interligação desses sistemas ao

Sistema Interligado Nacional - SIN.

Mercado isolado Previsão de interligação ao

SIN Prazo de

contratação

LOTE III

Marechal Thaumaturgo Sem previsão

15 anos Porto Walter Sem previsão

Jordão Sem previsão

Santa Rosa do Purus Sem previsão

Quadro 1 – Mercados Isolados da Eletrobras Distribuição Acre

Segundo o projeto de referência apresentado pela Distribuidora, o Produtor

Independente de Energia – PIE contratado será responsável pela implantação,

operação e manutenção das usinas, incluindo o suprimento e a manutenção do

estoque de combustível para todas as usinas, que utilizariam motores de combustão

interna a óleo diesel para acionar os geradores elétricos.

As informações sobre os municípios e o mercado a ser contratado até o décimo quinto

ano de suprimento são mostrados nos quadros abaixo.


4


Localidade População estimada 20132

PIB per capita em 20112

Marechal Thaumaturgo 15.857 R$ 7.651,47

Porto Walter 10.143 R$ 8.074,19

Jordão 7.147 R$ 7.855,37

Santa Rosa do Purus 5.374 R$ 7.427,80

Quadro 2 – Informações dos municípios

Jordão Marechal

Thaumaturgo Porto Walter

Santa Rosa do Purus

Ano Mercado (MWh)

Demanda (kW)

Mercado (MWh)

Demanda (kW)

Mercado (MWh)

Demanda (kW)

Mercado (MWh)

Demanda (kW)

2014 1.873 359 3.837 744 2.984 661 2.114 412 2015 2.043 384 4.189 800 3.269 708 2.342 441 2016 2.183 409 4.534 862 3.586 763 2.548 472 2017 2.332 434 4.886 936 3.850 829 2.764 505 2018 2.490 460 5.262 1.013 4.117 892 2.990 540 2019 2.649 486 5.642 1.093 4.393 957 3.227 577 2020 2.805 512 6.015 1.177 4.667 1.028 3.474 617 2021 2.973 538 6.413 1.264 4.982 1.100 3.732 659 2022 3.152 564 6.807 1.354 5.268 1.179 3.999 703 2023 3.337 591 7.228 1.447 5.584 1.265 4.278 751 2024 3.447 615 7.514 1.489 5.822 1.292 4.424 765 2025 3.604 641 7.885 1.566 6.105 1.358 4.657 802 2026 3.762 667 8.257 1.643 6.388 1.423 4.891 838 2027 3.920 693 8.628 1.720 6.671 1.488 5.125 874 2028 4.078 719 8.999 1.797 6.954 1.553 5.359 911

Quadro 3 – Energia e Demanda a atender em cada Sistema Isolado (Projeto de Referência)

Cabe destacar que, para fins de atendimento ao mercado, o Projeto de Referência tem

como premissa a saturação dos valores de energia e demanda a partir do quinto ano

do contrato (2018), que também servirá de base para o dimensionamento inicial dos

sistemas.

Em atendimento ao art. 4º da Portaria MME n° 600/2010 [1], o Projeto de Referência

apresenta uma composição orçamentária (referência dezembro/2012) e uma sugestão

de preço de referência, composto por: Receita Anual Fixa – RAF (que visa remunerar

os custos de investimento e custos fixos de O&M) e Custo Variável Unitário – CVU

(contemplando os custos variáveis de O&M e de combustível). Esses valores são

apresentados nos quadros abaixo.

2 Fonte: Instituto Brasileiro de Geografia e Estatística – IBGE [10].


5


Mercado isolado Custo total de investimento

(R$)

Potência instalada (kW)

R$/kW

Marechal Thaumaturgo 4.761.185 1.400 3.401

Porto Walter 4.399.115 1.200 3.666

Jordão 3.552.094 750 4.736

Santa Rosa do Purus 3.494.969 750 4.660

Total 16.207.363 4.100 3.953 Quadro 4 – Custos de investimento por usina, com base no dimensionamento proposto no

Projeto de Referência

Mercado isolado Receita Anual Fixa - RAF (R$/ano)

Custo Variável Unitário - CVU

(R$/ano)

Lote III

Marechal Thaumaturgo 1.377.954 6.645.623

Porto Walter 1.324.835 4.805.597

Jordão 1.199.550 4.833.266

Santa Rosa do Purus 1.191.130 5.826.156

Quadro 5 – Valores de Receita Anual Fixa e Custo Variável Unitário (CVU)

Considerando os dados de mercado a contratar em 2018, esses valores resultam em

um preço de referência, para UTE equivalente3, de cerca de R$ 1.902/MWh, de acordo

com o Projeto de Referência.

3.2 Adequação do Atendimento ao Mercado

Observa-se que até a entrega da última versão deste Projeto de Referência, a ANEEL

não havia publicado modelo de edital de contratação de potência e energia elétrica de

agente vendedor nos Sistemas Isolados, do qual se espera que seja considerado o

atendimento a todo o mercado planejado durante o prazo de contratação. Assim, há a

necessidade de adequar a proposta apresentada no Projeto de Referência ao modelo

de Edital a ser publicado.

Dessa forma, para uma adequada comparação de valores, calculou-se a proposta de

custo total de geração considerando o atendimento aos 15 anos de mercado planejado

(com base nos dados de mercado enviados pela distribuidora), bem como a potência

instalada necessária, de acordo com as premissas do projeto, conforme quadro abaixo.

3 O projeto apresenta os dados relativos a cada usina, porém, de forma a se determinar um preço final, elaborou-se uma usina equivalente.


6


Localidade Demanda em 2028 (kW)

Energia em 2028 (MWh)

Potência instalada (kW)

Marechal Thaumaturgo 1.797 8.999 2.400

Porto Walter 1.553 6.954 2.200

Jordão 717 4.078 1.000

Santa Rosa do Purus 911 5.359 1.250

Total 4.978 25.390 6.850 Quadro 6 – Energia e Demanda a atender em 2028 para cada Sistema Isolado

Destarte, conforme consta do Informe Técnico EPE-DEE-IT-006/2014-r0 [3], o custo

total de geração resultou em R$ 1.803/MWh (ref. dez/2012).

Na análise do Projeto de Referência foi levada em consideração a busca pela

modicidade tarifária, tendo como base o modelo do setor elétrico. Dessa forma,

devem-se procurar opções que sejam menos dispendiosas, de forma a não onerar os

consumidores. Esse princípio é corroborado por [1] que estabelece que os projetos de

referência devem buscar redução no custo total da energia e no uso de recursos da

CCC. Além disso, foi levado em consideração na análise o art. 4º de [2], que se refere

à busca pela eficiência econômica e energética, pela mitigação de impactos ao meio

ambiente e a utilização de recursos energéticos locais.

Considerando o elevado valor do preço de referência apresentado, solicitou-se, no

Parecer Técnico enviado à distribuidora, a avaliação do uso de outras fontes

energéticas, como por exemplo, solar fotovoltaica, para suprimento nas localidades de

Jordão e Santa Rosa do Purus, devido, principalmente, ao alto custo do combustível e

à dificuldade de logística. A distribuidora não apresentou esta avaliação, alegando falta

de conhecimento nesta área.

Desta forma, com o intuito de verificar a viabilidade da implantação de sistemas

híbridos com energia fotovoltaica nesses Sistemas Isolados do Acre, a EPE apresenta

sua avaliação, de forma a atender o preconizado no Decreto nº 7.246/2010 [2] e na

Portaria MME nº 600/2010 [1].


7


4. Avaliação do Suprimento

A seguir são apresentadas as considerações e a avaliação da EPE quanto ao

suprimento elétrico destes quatro Sistemas Isolados, considerando o uso de sistemas

híbridos com geradores a diesel e energia solar fotovoltaica, com e sem

armazenamento de energia por meio de baterias.

Ressalte-se que para as análises, foi utilizado o software Homer (The micropower

optimization model). O Homer é um modelo de otimização, desenvolvido pelo National

Renewable Energy Laboratory – NREL, especializado em sistemas híbridos. Este

software foi concebido para auxiliar no projeto de sistemas de geração, tanto isolados

quanto conectados à rede, utilizando múltiplas fontes de energia. Ele é capaz de

simular fontes estocásticas, como usinas fotovoltaicas, eólicas e hidroelétricas de

pequeno porte, junto com geradores termelétricos. Também é possível representar

sistemas de armazenamento de energia elétrica, como baterias e tanques de

hidrogênio [4].

4.1 Recurso Solar

Diante do elevado custo variável das usinas do Lote III, apresentado anteriormente,

surge a necessidade de estimar a redução do consumo de diesel a partir da

complementariedade de geração de energia elétrica por meio de outra fonte.

O Brasil possui grande potencial de aproveitamento de energia solar durante todo o

ano e sua utilização em regiões mais afastadas dos centros urbanos pode trazer

benefícios para o desenvolvimento destas regiões. A radiação solar pode ser

diretamente convertida em energia elétrica, por meio de efeitos da radiação sobre

determinados materiais, através do efeito fotovoltaico, que resulta da excitação dos

elétrons de alguns materiais na presença da luz solar.

A Figura 1 apresenta o índice médio anual de radiação solar no país, segundo o Atlas

de Irradiação Solar no Brasil [5], onde se pode observar que a região Norte não

apresenta os maiores índices de radiação do país. Não obstante, essa região apresenta

um grande potencial de aproveitamento energético, principalmente para o

fornecimento de energia elétrica para as regiões remotas ou mais afastadas dos

centros urbanos.


8


Figura 1 – Radiação solar global diária – média anual típica (Wh/m².dia).

O Quadro 7 e o Quadro 8 apresentam as radiações solares típicas para as localidades

do Lote III. No primeiro, as informações do Instituto Nacional de Pesquisa Espacial

(INPE) foram obtidas através do Solar and Wind Energy Resource Assessment

(SWERA) [6]. No segundo, os dados foram extraídos do software Homer, que realiza a

modelagem de energia para sistemas renováveis [4].

No primeiro a radiação média anual é da ordem de 5,05 kWh/m²/dia, enquanto o

segundo apresenta média em torno de 4,86 kWh/m²/dia. Para fins deste estudo,

adotou-se os valores do INPE, apresentados no Quadro 7.


9


Jordão Santa Rosa do Purus

Irradiação Global Horizontal (kWh/m²/dia) Irradiação Global Horizontal (kWh/m²/dia)

Média Anual 5,065 Média Anual 5,091

Janeiro 5,018 Janeiro 5,453

Fevereiro 4,702 Fevereiro 4,524

Março 4,925 Março 5,016

Abril 4,998 Abril 4,635

Maio 4,851 Maio 4,604

Junho 4,334 Junho 4,724

Julho 4,121 Julho 3,990

Agosto 5,240 Agosto 5,307

Setembro 5,799 Setembro 5,632

Outubro 5,781 Outubro 6,117

Novembro 5,221 Novembro 5,474

Dezembro 5,506 Dezembro 5,441

Marechal Thaumaturgo Porto Walter


Média Anual 5,015 Média Anual 5,038





Maio 4,741 Maio 4,682








Quadro 7 – Radiação Solar típica. Fonte: SWERA - GHI INPE High Resolution


10


Jordão Santa Rosa do Purus


Média anual 4,816 Média anual 4,944





Maio 4,481 Maio 4,586








Marechal Thaumaturgo Porto Walter


Média anual 4,886 Média anual 4,784





Maio 4,504 Maio 4,479








Quadro 8 – Radiação Solar típica. Fonte: Homer

Para fins deste estudo, considera-se a utilização de tecnologia solar fotovoltaica. As

células fotovoltaicas utilizam-se da radiação solar global para conversão em energia

elétrica, ou seja, elementos semicondutores fotossensíveis, quando expostos ao sol,

promovem uma diferença de potencial em seus terminais que, interligados, resultam

na circulação de uma corrente elétrica.

4.2 Características Técnicas e Considerações Adotadas

• Custos fixos

Alguns custos de investimento e de operação e manutenção - O&M são comuns a

qualquer configuração do sistema gerador. Na parte de custo de investimento,

podemos destacar, de forma não exaustiva: grupos geradores e sistemas auxiliares,

elaboração de projeto, aquisição de terreno, obras civis, sistema de aterramento,


11


construção da subestação, montagens eletromecânicas. Na parte de O&M, destaca-se:

salário dos operadores, reposição de peças, manutenção das estruturas comuns.

Inicialmente, conforme consta no Informe Técnico [3], o custo de investimento total

estimado neste sistema puramente diesel foi de 3.600 R$/kW. A partir desse valor,

considerou-se que 65 % desse valor corresponde ao custo de investimento total

excluindo-se os custos dos grupos geradores4, doravante denominado custo de

investimento fixo. Os outros 35 % correspondem, exclusivamente, aos grupos

geradores. O Quadro 9 mostra os valores considerados de custo de investimento fixo e

O&M fixo5 para cada localidade.

Localidade

Potência instalada proposta no Projeto de

Referência (kW)

Custo de investimento fixo

(R$)

Custo O&M fixo sistema (R$/ano)

Marechal Thaumaturgo 2.400 5.616.000 561.600

Porto Walter 2.200 5.148.000 514.800

Jordão 1.000 2.340.000 234.000

Santa Rosa do Purus 1.250 2.925.000 292.500

Total 6.850 16.029.000 1.602.900 Quadro 9 – Valores de custo de investimento fixo e O&M fixo para cada localidade.

• Gerador a diesel

Conforme descrito acima, o custo de investimento dos geradores a diesel, neste

estudo, é de 35 % do custo de investimento total, o que representa 1.260 R$/kW.

Considerou-se que a cada 15.000 horas de operação se faz necessária a realização de

manutenção geral do equipamento. Essa manutenção foi representada no modelo do

software Homer pelo custo de reposição, equivalente a 850 R$/kW. Além disso, o custo

de O&M variável considerado foi de 20 R$/MWh, quando a máquina está em sua

potência nominal e o gerador, em seu ponto de máxima eficiência, é capaz de entregar

1 MWh consumindo 289 litros de diesel.6

Ressalta-se que em todas as simulações foi considerado ao menos um gerador

operando constantemente, de modo a estabelecer frequência (60 Hz) e tensão da

rede, não sendo utilizados inversores formadores de rede.

4 Para fins de simulação no software Homer, tornou-se necessário distinguir os valores dos grupos geradores, já que durante o processo de simulação, o modelo busca a melhor configuração, podendo, inclusive, reduzir a potência dos grupos geradores a diesel. 5 Considerado 10 % do custo de investimento fixo, resultando em 234 R$/kW.ano. Para fins de simulação, o valor complementar referente aos custos de O&M fixo do gerador a diesel foi considerado no custo de substituição dos grupos geradores. 6 Considerando o limite de consumo específico de 289 L/MWh preconizado na Resolução Normativa ANEEL nº 427/2011 [11].


12


• Óleo diesel

O custo do óleo diesel nas localidades analisadas é consideravelmente maior do que o

praticado nas capitais estaduais. Isso se deve à localização remota e às dificuldades de

logística, típicos da região. Para as simulações deste estudo, sobre o custo publicado

pela ANP para os distribuidores em Rio Branco7 foi acrescentado um fator

multiplicador. Esse fator foi informado pela distribuidora no Projeto de Referência.

A partir desse cálculo, foi adicionado um mark-up que representa outros custos

inerentes à geração nestes sistemas tais como custos financeiros, administrativos,

impostos, encargos e de estoque de combustível. O valor de mark-up considerado foi

de 15 %. O quadro abaixo apresenta um resumo dos valores do diesel para cada

localidade:

Localidade Preço do diesel

(R$/L)

Custo do diesel com mark-up

(R$/L)

Marechal Thaumaturgo 3,89 4,47

Porto Walter 3,54 4,07

Jordão 5,56 6,39

Santa Rosa do Purus 5,69 6,54 Quadro 10 - Custo do litro de óleo diesel considerado neste estudo.

Adicionalmente, como sensibilidade, serão analisados os resultados com o aumento do

custo do diesel em 50 % e em 100 %. Essas análises se justificam devido à incerteza

do valor do diesel durante o período contratual e pelo fato de ser um gasto que

perdura durante todo esse período.

• Combinações de fontes energéticas

De modo a utilizar recursos energéticos locais e reduzir o consumo de combustível em

períodos diurnos, a tecnologia solar fotovoltaica pode ser muito vantajosa nos sistemas

isolados, majoritariamente atendidos por geração térmica a diesel. Entretanto, pela

necessidade de geração de energia elétrica durante o período noturno e devido às

limitações de um sistema de acumulação por bancos de baterias, tornam-se

necessárias, para fins de confiabilidade e segurança no suprimento, combinações das

três tecnologias: geradores a diesel, sistemas fotovoltaicos e baterias.

7 Para dezembro de 2012, esse valor é de 2,205 R$/L.


13


• Tecnologia Fotovoltaica

Para efeito das simulações, considerou-se o custo dos sistemas fotovoltaicos8 em

7,50 R$/Wp. Esse custo contempla os módulos fotovoltaicos em si, além das estruturas

de suporte, controladores de carga e frete até as localidades. Como sensibilidade,

também foram simulados sistemas com o custo de 6 e 9 R$/Wp, que correspondem,

respectivamente, a 80 % e 120 % do valor considerado. De modo geral, considera-se

o custo de operação e manutenção (O&M) do sistema fotovoltaico em cerca de 1 % do

valor do investimento por ano. De modo a ser mais conservador e dadas as

características da região analisada, para esta análise foi considerado o custo de O&M

de 2 % do investimento por ano.

Adicionalmente, ainda para efeito de simulações no Homer, foi considerado como

Derating Factor9 o valor de 75 %.

• Inversores

Por ser uma tecnologia estática, a energia produzida pelas células fotovoltaicas não

deve ser utilizada diretamente, já que a corrente produzida pelos módulos fotovoltaicos

é contínua, ou seja, tem frequência nula, sendo que no Brasil a frequência padrão das

redes é de 60 Hz.

Para tal adequação, é necessária a utilização dos equipamentos inversores que

modulam a corrente contínua em alternada possibilitando, assim, a utilização de

equipamentos comuns.

Da mesma forma que no caso dos sistemas fotovoltaicos o custo dos inversores deve

contemplar o frete. Dessa forma, considerou-se o valor de 2,5 R$/W e um custo

associado de O&M de 1 % do valor do investimento.

• Baterias

Conforme descrito, a geração de energia por meio da tecnologia fotovoltaica é restrita

a condições da radiação solar, ou seja, durante a noite não é possível gerar energia.

8 Considera-se neste documento “sistema fotovoltaico” o conjunto de elementos composto de arranjo fotovoltaico, dispositivos de controle, condicionamento, supervisão, proteção, fiação, fundação e estrutura de suporte, não incluindo o armazenamento de energia elétrica (baterias) e inversor. 9 O derating factor é um fator que o Homer aplica para a potência de saída do arranjo fotovoltaico, de forma a contemplar condições reais de operação, tais como perdas na cablagem, sombreamento, degradação, acúmulo de sujeira, dentre outros [4].


14


Por sua característica de intermitência, essa tecnologia é geralmente associada a

acumuladores de energia ou a combinação com outras fontes de energia para que seja

possível o atendimento da demanda durante o período noturno, especialmente.

Os sistemas de acumulação por baterias têm limitações quanto ao tamanho da rede e

ao banco de baterias necessário para o atendimento dessa demanda.

Além disso, a tecnologia de baterias escolhida possui uma vida útil substancialmente

inferior aos módulos fotovoltaicos. Estima-se que a tecnologia chumbo-ácida do tipo

OPzS, às condições locais de temperatura e limitada a 50 % de profundidade de

descarga máxima, devam ser integralmente substituídas a cada 7 anos,

aproximadamente. Observa-se que o tempo de vida útil de uma bateria pode ser ainda

menor, a depender da forma de uso e do dimensionamento do sistema. O processo de

descarga das baterias deve ser projetado prevendo um dimensionamento suficiente

para que a curva de descarga diária não ultrapasse níveis críticos.

Ressalte-se também que o descarte dessas baterias é uma questão ambiental

importante, já que são constituídas por substâncias tóxicas e que podem ser

prejudiciais quando em contato direto com o meio ambiente.

Devido a essas limitações, neste estudo, considerou-se a utilização de baterias

chumbo-ácida, do tipo OPzS, com profundidade de descarga de 50 % e vida útil de 7

anos. Quanto aos custos, considerou-se o valor de 1.500 R$/kWh para a compra, o

transporte e a instalação, sendo o O&M 1 % desse valor por ano. Adotou-se como

custo de substituição das baterias após a vida útil, um valor 50 % a maior, devido à

necessidade de retirar as baterias antigas do local e providenciar um descarte

adequado, conforme a legislação vigente. Como sensibilidade, também foram

simulados sistemas com o custo de 1.200 e 1.800 R$/kWh, que correspondem,

respectivamente, a 80 % e 120 % do valor considerado.

4.3 Simulações e Resultados

Com base nas considerações e premissas descritas, os sistemas de cada localidade

foram simulados no software Homer a fim de encontrar a melhor configuração

utilizando sistemas fotovoltaicos, baterias e geradores a diesel.

As configurações resultantes da simulação são inúmeras e a escolha entre elas

dependerá de diferentes fatores. O parâmetro de priorização do software Homer é a

minimização do valor presente líquido do custo total do sistema. Entretanto, em outros


15


contextos, outros fatores podem ser mais importantes, como por exemplo, o

investimento inicial.

As curvas de carga utilizadas para cada localidade durante as simulações encontram-se

no Anexo A - Curvas de Carga.

Abaixo são apresentados diversos resultados das simulações realizadas. O Quadro 11

apresenta os custos nivelados de energia (LCOE) [7] enquanto o Quadro 12 apresenta

o valor presente líquido do custo de todo o sistema. Os valores de ambos são

resultados da análise durante o ciclo de vida do sistema de 15 anos10. É importante

frisar que em todos os casos o parque gerador a diesel é mantido constante e igual

aos informados em [3].

Os valores informados entre parênteses representam a redução percentual em relação

ao custo nivelado de energia do sistema puramente diesel.

Localidade Fotovoltaico e diesel

Fotovoltaico, bateria e diesel

Diesel

Marechal Thaumaturgo 1.655 (-4,2%) 1.577 (-8,7%) 1.727

Porto Walter 1.657 (-2,2%) 1.540 (-9,1%) 1.695

Jordão 2.157 (-6,8%) 2.119 (-8,4%) 2.314

Santa Rosa do Purus 2.180 (-6.3%) 2.121 (-8,8%) 2.326

Média do Lote11 1.847 (-4,7%) 1.769 (-8,8%) 1.939 Quadro 11 – Custo nivelado da energia, em R$/MWh.



Diesel

Marechal Thaumaturgo 135,3 128,9 141,2

Porto Walter 104,7 97,3 107,0

Jordão 79,9 78,5 85,7

Santa Rosa do Purus 106,1 103,2 113,2

Total 426.0 407.9 447.2 Quadro 12 – Valor presente líquido do custo ao longo do período de 15 anos, em milhões

de reais.

As configurações completas e valores econômicos resultantes das simulações

realizadas pelo software Homer encontram-se no Anexo B - Resultado das Simulações.

10 Para fins de simulação, foi considerada uma taxa de desconto de 7 % ao ano. 11 Média ponderada pela energia.


16


Observa-se que o dimensionamento do banco de baterias proposto pelo Homer resulta

em uma quantidade baixa de baterias, equivalente a uma autonomia de

aproximadamente 2 horas. Isto ocorre pois o banco de baterias está desempenhando

um papel prioritariamente operativo, ao permitir que os geradores operem num ponto

de maior eficiência e reduzindo a ocorrência de situações de excesso de energia.

Ao analisar os resultados da simulação, percebe-se que o potencial de redução do

consumo de combustível diesel é significativo. O Quadro 13 apresenta o volume médio

anual de combustível consumido pelos sistemas com as configurações propostas. Os

valores informados entre parênteses representam a redução percentual de combustível

que é consumido em relação ao sistema puramente diesel.



Diesel

Marechal Thaumaturgo 2.427.213 (-15%) 2.116.777 (-26%) 2.870.326

Porto Walter 1.902.778 (-17%) 1.711.761 (-26%) 2.301.177

Jordão 1.055.761 (-19%) 963.299 (-26%) 1.295.860

Santa Rosa do Purus 1.429.267 (-15%) 1.242.247 (-26%) 1.684.931 Quadro 13 – Consumo de diesel, litros, média por ano.

Além da economia significativa de combustível e da operação mais econômica, a

configuração que utiliza somente os geradores a diesel é substancialmente mais

sensível à variação do preço do combustível. A Figura 2 apresenta a variação do custo

nivelado da energia para a localidade de Santa Rosa do Purus em função da variação

do preço do diesel. Esta análise foi realizada considerando o custo do diesel de

6,54 R$/L12, considerando o aumento de 50 % e 100 %, conforme informado no item

4.2.

12

Considerando, aproximadamente, o consumo específico de 289 L/MWh e um “mark-up” de 15 %.


17


Figura 2 – Variação do custo nivelado da energia em função do preço do diesel para a

localidade de Santa Rosa do Purus

Do gráfico acima, para cada real de aumento do preço do óleo diesel, o preço da

energia equivalente (LCOE) passa a ser 362 R$/MWh mais caro no caso de sistema

puramente diesel, 297 R$/MWh mais caro no caso de sistema híbrido fotovoltaico e

diesel e 263 R$/MWh mais caro em um sistema híbrido fotovoltaico, bateria e diesel.

Ou seja, a hibridização torna o custo da energia elétrica menos vulnerável às variações

do preço do óleo diesel.

Igualmente, foi simulada a sensibilidade ao preço do sistema fotovoltaico e do banco

de baterias, conforme informado anteriormente na seção 4.2. As pequenas barras

verticais presentes na Figura 2 representam as extremidades das sensibilidades, ou

seja, representa o custo nivelado da energia considerando o preço do sistema

fotovoltaico e da bateria como 80 % e 120 % do preço base. O Quadro 14 apresenta

os valores do custo nivelado da energia para os extremos analisados do preço do

sistema fotovoltaico e bateria, do sistema de Santa Rosa do Purus. Os valores entre

parênteses indicam a variação em relação ao caso base, apresentado no Quadro 11.

Como a variação do preço do sistema fotovoltaico e bateria não influencia a

configuração puramente diesel, esta não está representada no Quadro 14.

2000

2500

3000

3500

4000

4500

5 6 7 8 9 10 11 12

Cu

sto

Niv

ela

do

da

En

erg

ia [

R$

/MW

h]

Custo do Diesel [R$/L]

Fotovoltaico+Diesel Fotovoltaico+Bateria+Diesel Diesel


18


Custo nivelado da energia (R$/MWh)

Preço do Sistema FV e Bateria (%)

Fotovoltaico e diesel Fotovoltaico, bateria e

diesel

80% 2.144 (-1.7%) 2.050 (-3,3%)

100% 2.180 2.121

120% 2.209 (1.3%) 2.133 (0,6%)

Quadro 14 – Variação do custo nivelado da energia com a variação do preço do sistema fotovoltaico e bateria para a localidade de Santa Rosa do Purus

É possível observar que o impacto da variação do preço do sistema fotovoltaico e

bateria no custo nivelado da energia é pequeno.

Esse baixo impacto ocorre, pois a variação do preço dos sistemas fotovoltaicos e

bateria ocorre especialmente no investimento inicial e substituição destes

equipamentos. Entretanto, a maior parcela do valor presente líquido do custo total não

pertence à aquisição dos sistemas nem à substituição, e sim ao combustível utilizado.

Este fato é evidenciado pela distribuição dos custos totais apresentado na Figura 3,

para a localidade de Santa Rosa do Purus.

Figura 3 – Distribuição dos custos totais para o sistema híbrido proposto com

fotovoltaico, bateria e diesel para a localidade de Santa Rosa do Purus

Com base na distribuição dos custos apresentada para a localidade de Santa Rosa do

Purus, é possível compreender que a variação do preço do combustível é, de fato, mais

significante que a variação do preço do sistema fotovoltaico e bateria. Esta observação

corrobora a análise da Figura 2, onde se mostrou que a variação do preço do

combustível tem maior impacto no sistema composto apena de geradores a diesel.

Os valores simulados para o custo da energia com a variação do preço do diesel para

todas as localidades encontram-se no Anexo C - Sensibilidade ao Preço do Diesel.

Conforme mencionado anteriormente, o parâmetro de priorização do software Homer é

minimizar o valor presente líquido do custo total do sistema. Entretanto, a depender do

Investimento

inicial

18%

Substituição

7%

O&M

6%

Combustível

69%

Distribuição dos Custos Totais


19


contexto, outros fatores podem ser mais importantes para a decisão, como por

exemplo, o investimento inicial.

O Quadro 15 apresenta a comparação entre três sistemas resultantes para a localidade

de Santa Rosa do Purus. Apesar de todos eles atenderem aos requisitos técnicos

impostos, observa-se que os parâmetros econômicos variam, e a seleção de um deles

poderá depender de diferentes fatores.

Componente Sistema proposto

Alternativa 1 Alternativa 2

Potência Total do Sistema Fotovoltaico (kWp)

1.350 900 900

Capacidade do Banco de Bateria (kWh)/Número de Baterias (-)

1.728/288 1.728/288 -

Potência Total dos Geradores a Diesel (kW)

1.250 1.250 1.250

Parâmetro Econômico

LCOE (R$/MWh) 2.121 2.145 2.180

Valor Presente Líquido do Custo Total (milhões de R$)

103,2 104,4 106,1

Investimento Inicial (milhões de R$) 19,1 15,7 12,5 Quadro 15 – Comparação entre sistemas para a localidade de Santa Rosa do Purus

De fato, observa-se que as alternativas 1 e 2 apresentam um custo de energia

ligeiramente superior (1,1% e 2,8% respectivamente). Entretanto, o custo de

investimento inicial para estas alternativas é significativamente menor (17,7% e 34,5%

respectivamente), o que pode influenciar a decisão de escolha entre as alternativas,

em relação ao sistema proposto.

Outra análise que pode ser feita é com relação à potência total dos geradores a diesel

que deve ser instalada. Em todos os casos apresentados e discutidos anteriormente

restringiu-se a potência instalada à informada em [3]. Essas restrições têm reflexos

nas garantias e fatores de utilização da capacidade instalada.

Entretanto, ao considerar que o banco de baterias pode ser utilizado para suprir os

requisitos de reserva operativa, há a possibilidade de se reduzir ainda mais o custo

nivelado da energia, o valor presente líquido do custo total e o investimento inicial.

O Quadro 16 apresenta o sistema otimizado e o sistema com capacidade instalada

conforme o Informe Técnico supracitado para a localidade de Santa Rosa do Purus.


20


Componente Sistema com capacidade instalada fixa

Sistema otimizado


1.350 1.350


1.728/288 1.728/288


1.250 1.000


LCOE (R$/MWh) 2.121 2.069

Valor Presente Líquido do Custo Total (milhões de R$)

103,2 100.7

Investimento Inicial (milhões de R$) 19,0 18,8 Quadro 16 – Comparação entre o sistema otimizado e o sistema com capacidade instalada

igual ao Informe Técnico para a localidade de Santa Rosa do Purus

Observa-se que é possível suprir a demanda com custos ainda mais reduzidos (LCOE e

Valor Presente líquido do custo total aproximadamente 2,5 % inferior e investimento

inicial cerca de 1 % inferior). Entretanto deve-se analisar a possibilidade, ou mesmo se

é desejável, operar o sistema utilizando o banco de baterias como garantidor da

reserva necessária.

Característica importante de sistemas geradores de energia elétrica contendo fontes de

energias renováveis intermitentes, o nível de penetração de um sistema híbrido mede

a parcela da geração total deste tipo de energia no sistema (neste caso, energia solar

fotovoltaica). Este nível de penetração pode ser medido de forma instantânea e de

forma média. O nível instantâneo de penetração representa a potência de saída do

gerador fotovoltaico em relação à demanda máxima da carga. Já o nível médio de

penetração representa a razão entre a energia gerada pelo gerador fotovoltaico e a

energia total consumida em um determinado período.

Segundo informações de fontes especializadas em energia fotovoltaica [8] [9], para

níveis instantâneos de penetração de até 20%, o sistema híbrido percebe a geração

fotovoltaica como uma carga negativa. Entretanto, para níveis de penetração maiores,

sistemas de controle devem ser utilizados para garantir a operação estável do sistema

elétrico local.

Os sistemas híbridos resultantes das simulações e otimizações realizadas pelo software

Homer apresentam níveis de penetração relativamente altos. Tomando como exemplo

a localidade de Marechal Thaumaturgo, os níveis médios e instantâneos de penetração

do sistema híbrido proposto apresentam valores de 27% e 79%, respectivamente. Tal


21


sistema híbrido requer controladores avançados de modo que o suprimento de energia

elétrica transcorra de forma confiável.

Desta forma, as configurações propostas pelo software devem ser analisadas

cautelosamente, devido ao fato de estarem no limiar da tecnologia existente

atualmente, e requerem estudos mais profundos para atestar sua viabilidade técnica e

econômica.

5. Recomendações

O presente estudo buscou avaliar alternativas de suprimento aos Sistemas Isolados do

Projeto de Referência denominado Lote III, contemplando o uso de sistemas híbridos

com geradores a diesel e energia solar fotovoltaica, com e sem armazenamento de

energia por meio de baterias.

É importante observar que, além de existirem poucos exemplos deste tipo de

implantação com dados públicos, este estudo foi realizado tomando como referência

premissas, inclusive de custos envolvidos, em sua maioria conservadora. Por

conseguinte, a depender do que sejam adotados como premissas e/ou considerações,

o resultado poderá divergir do apresentado.

De acordo com o preconizado no Decreto nº 7.246/2010 e na Portaria MME nº

600/2010, e com as premissas e os resultados apresentados no presente estudo, a

adoção de sistemas híbridos, formados por sistemas fotovoltaicos, armazenamento de

energia por meio de baterias e geradores a diesel, proporciona:

- Benefício econômico no valor da energia, em R$/MWh, apesar do aumento do

investimento inicial. Nos casos analisados, observou-se uma redução no custo nivelado

da energia de até, aproximadamente, 9%;

- Menor vulnerabilidade e benefício econômico em função da expectativa de aumento

do preço futuro do diesel;

- Economia no consumo de combustíveis fósseis, proporcionando redução de impactos

ambientais e, inclusive, das emissões de gases de efeito estufa; e

- Geração de conhecimento em sistemas renováveis na região amazônica, propiciando

desenvolvimento tecnológico, industrial, comercial e de mão de obra nacional.


22


Ressalta-se que a opção pelas alternativas estudadas deve levar em consideração

também a disponibilidade de mão-de-obra qualificada e, tendo em vista a

complexidade de acesso às localidades, torna-se necessário dispensar maior atenção à

confiabilidade de suprimento desses sistemas.

Portanto, em virtude da busca pela: (i) modicidade tarifária; (ii) eficiência econômica e

redução no uso de recursos da CCC; (iii) eficiência energética; (iv) mitigação de

impactos ao meio ambiente; (v) utilização de recursos energéticos locais; (vi)

desenvolvimento tecnológico; e (vii) qualidade, segurança e confiabilidade no

fornecimento de energia elétrica, recomenda-se que o atendimento das quatro

localidades formadoras do Lote III do estado do Acre seja realizado

utilizando-se sistemas híbridos, considerando energia solar fotovoltaica com

geradores a diesel e armazenamento de energia por meio de baterias.


23


Bibliografia

[1] MME - Ministério de Minas e Energia, Portaria n° 600, 2010.

[2] Casa Civil - Subchefia para assuntos jurídicos, Decreto n° 7.246, 2010.

[3] Empresa de Pesquisa Energética, “Proposta do valor máximo do custo total de geração para a licitação do atendimento ao mercado previsto,” EPE-DEE-IT-006/2014-r0, 2014.

[4] NREL, Manual do HOMER.

[5] INMET - Instituto Nacional de Meteorologia, “Atlas Irradiação Solar do Brasil,” Brasília, 1998.

[6] NREL, “Solar and Wind Energy Resource Assessment,” [Online]. Available: http://maps.nrel.gov/SWERA. [Acesso em 30 janeiro 2014].

[7] NREL, “SAM help - Levelized Cost of Energy (LCOE),” [Online]. Available: https://www.nrel.gov/analysis/sam/help/html-php/index.html?mtf_lcoe.htm. [Acesso em 05 02 2014].

[8] A. Gallego, “Offgrid 2.0,” pv magazine, n. Edição 12/2013, pp. 66-71.

[9] P. F. Antúnez, “Potencial de integração de energia fotovoltaica em redes isoladas com geradores a diesel,” Rio de Janeiro, 2013.

[10] IBGE, “IBGE Cidades,” [Online]. Available: http://www.cidades.ibge.gov.br/xtras/home.php. [Acesso em 23 01 2014].

[11] ANEEL - Agência Nacional de Energia Elétrica, Resolução Normativa n° 427, 2011.


24


Anexo A - Curvas de Carga

Para que a simulação através do software Homer seja realizada, é necessário informar

a curva de carga. As curvas de carga utilizadas são apresentadas abaixo.

Visto que a curva de carga de cada localidade não foi informada no Projeto de

Referência, estas tiveram que ser estimadas com base em outras curvas de locais

próximos e que apresentam caraterísticas semelhantes.

Figura 4 – Curva de carga considerada para Marechal Thaumaturgo

Figura 5 – Curva de carga considerada para Porto Walter

0

200

400

600

800

1000

1200

1400

1600

0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22

Ca

rga

[k

W]

Hora do dia [h]

Marechal Thaumaturgo

0

200

400

600

800

1000

1200

1400

0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22

Ca

rga

[k

W]

Hora do dia [h]

Porto Walter


25


Figura 6 – Curva de carga considerada para Jordão

Figura 7 – Curva de carga considerada para Santa Rosa do Purus

De forma a ser mais conservador, modelou-se, em todas as localidades, a ponta da

demanda ocorrendo no período noturno. Além disso, para tornar a simulação mais

realista, foi adicionado um fator de variabilidade nas curvas de carga consideradas,

fazendo com que a curva de cada dia seja ligeiramente diferente.

0

100

200

300

400

500

600

700

0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22

Ca

rga

[k

W]

Hora do dia [h]

Jordão

0

100

200

300

400

500

600

700

800

0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22

Ca

rga

[k

W]

Hora do dia [h]

Santa Rosa do Purus


26


Anexo B - Resultado das Simulações

Os quadros abaixo apresentam as configurações dos sistemas híbridos propostos pelo

software Homer para cada localidade, bem como os parâmetros econômicos

resultantes, como custo nivelado da energia, valor presente líquido do custo total e

investimento inicial necessário.


Componente Fotovoltaico e

diesel Fotovoltaico, bateria e diesel

Diesel


1.350 1.800 -


- 1.728/288 -


2.400 2.400 2.400


LCOE (R$/MWh) 1.655 1.577 1.727

Valor Presente Líquido do Custo Total (R$)

135.255.072 128.903.248 141.174.112

Investimento Inicial (R$) 20.640.000 27.544.500 8.640.000

Quadro 17 – Configuração dos sistemas resultantes da simulação para Marechal Thaumaturgo

Porto Walter



Diesel


1.350 1.350 -


- 864/144 -


2.205 2.205 2.205


LCOE (R$/MWh) 1.657 1.540 1.695


104.680.864 97.268.768 107.034.488

Investimento Inicial (R$) 19.926.300 21.222.300 7.926.300 Quadro 18 – Configuração dos sistemas resultantes da simulação para Porto Walter


27


Jordão



Diesel


900 900 -


- 1.728/288 -


1.000 1.000 1.000


LCOE (R$/MWh) 2.157 2.119 2.314


79.890.456 78.479.392 85.715.600

Investimento Inicial (R$) 11.600.000 14.192.000 3.600.000

Quadro 19 – Configuração dos sistemas resultantes da simulação para Jordão

Santa Rosa do Purus



Diesel


900 1.350 -


- 1.728/288 -


1.250 1.250 1.250


LCOE (R$/MWh) 2.180 2.121 2.326


106.124.296 103.240.568 113.237.728

Investimento Inicial (R$) 12.500.000 19.092.000 4.500.000 Quadro 20 – Configuração dos sistemas resultantes da simulação para Santa Rosa do

Purus


28


Anexo C - Sensibilidade ao Preço do Diesel

Os quadros abaixo apresentam os custos nivelados da energia para distintos preços do

combustível diesel de forma a analisar sua sensibilidade.



Custo do diesel (R$/litro)

Fotovoltaico e diesel


Diesel

3,89 1.655 1.577 1.727

6,71 2.236 2.092 2.444

8,95 2.803 2.593 3.160 Quadro 21 – Sensibilidade do custo nivelado da energia gerada em relação ao custo do

diesel para Marechal Thaumaturgo Porto Walter





Diesel

3,54 1.657 1.540 1.695

6,11 2.200 2.043 2.371


diesel para Porto Walter Jordão





Diesel

5,56 2.157 2.119 2.314

9,59 2.954 2.866 3.334


diesel para Jordão Santa Rosa do Purus





Diesel

5,69 2.180 2.121 2.326

9,82 3.034 2.874 3.360


diesel para anta Rosa de Purus


29


Anexo D - Sensibilidade ao Preço dos Equipamentos

Os quadros abaixo apresentam os custos nivelados da energia para a variação do

preço do sistema fotovoltaico e da bateria entre 80% e 120% de forma a analisar sua

sensibilidade.







Diesel

3,89

80% 1.626 1.522 1.727

100% 1.655 1.577 1.727

120% 1.680 1.625 1.727

5,84

80% 2.193 2.030 2.444

100% 2.236 2.092 2.444

120% 2.279 2.138 2.444

7,78

80% 2.760 2.531 3.160

100% 2.803 2.593 3.160

120% 2.845 2.655 3.160

Quadro 25 – Sensibilidade do custo nivelado da energia gerada em relação ao custo do sistema fotovoltaico e bateria para Marechal Thaumaturgo

Porto Walter






Diesel

3,54

80% 1.619 1.498 1.695

100% 1.657 1.540 1.695

120% 1.682 1.580 1.695

5,31

80% 2.155 1.990 2.371

100% 2.200 2.043 2.371

120% 2.245 2.086 2.371

7,08

80% 2.675 2.456 3.045

100% 2.730 2.520 3.045

120% 2.779 2.573 3.045

Quadro 26 – Sensibilidade do custo nivelado da energia gerada em relação ao custo do sistema fotovoltaico e bateria para Porto Walter


30


Jordão






Diesel

5,56

80% 2.107 2.048 2.314

100% 2.157 2.119 2.314

120% 2.195 2.115 2.314

8,34

80% 2.898 2.759 3.334

100% 2.954 2.866 3.334

120% 3.011 2.943 3.334

11,12

80% 3.688 3.428 4.353

100% 3.745 3.544 4.353

120% 3.801 3.661 4.353

Quadro 27 – Sensibilidade do custo nivelado da energia gerada em relação ao custo do sistema fotovoltaico e bateria para Jordão

Santa Rosa do Purus






Diesel

5,69

80% 2.144 2.050 2.326

100% 2.180 2.121 2.326

120% 2.209 2.133 2.326

8,54

80% 2.991 2.804 3.360

100% 3.034 2.874 3.360

120% 3.077 2.945 3.360

11,4

80% 3.835 3.550 4.391

100% 3.878 3.625 4.391

120% 3.921 3.695 4.391

Quadro 28 – Sensibilidade do custo nivelado da energia gerada em relação ao custo do sistema fotovoltaico e bateria para Santa Rosa de Purus

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