FACULDADE IETEC
Francisco Anisio Vidal Baggio
ANALISE ECONÔMICA DA MICRO E MINIGERAÇÃO DE ENERGIA
ELÉTRICA DISTRIBUÍDA UTILIZANDO DINÂMICA DE SISTEMAS
Belo Horizonte
2016
Francisco Anisio Vidal Baggio
ANALISE ECONÔMICA DA MICRO E MINIGERAÇÃO DE ENERGIA
ELÉTRICA DISTRIBUÍDA UTILIZANDO DINÂMICA DE SISTEMAS
Dissertação apresentada ao Programa de Mestrado da Faculdade Ietec, como requisito parcial à obtenção do título de Mestre em Engenharia e Gestão de Processos e Sistemas. Área de concentração: Engenharia e Gestão de Processos e Sistemas Linha de pesquisa: Engenharia de Processos e Sistemas Orientador: Prof. Dr. Eduardo Bahia Faculdade Ietec
Belo Horizonte Faculdade Ietec
2016
Baggio, Francisco Anisio Vidal. B144a Análise econômica da micro e minigeração de energia
elétrica distribuída utilizando dinâmica de sistemas / Francisco Anisio Vidal Baggio. - Belo Horizonte, 2016.
96 f., enc. Orientador: Eduardo Trindade Bahia. Dissertação (mestrado) – Faculdade Ietec. Bibliografia: f. 81-87 1. Minigeração. 2. Fotovoltaica. 3. Cogeração. 3. Viabilidade Econômica. 5 Dinâmica de Sistemas. I. Bahia, Eduardo Trindade. II. Faculdade Ietec. Mestrado em Engenharia e Gestão de Processos e Sistemas. III. Título.
CDU - 33:62
AGRADECIMENTOS
Ao meu orientador Eduardo Bahia e a coordenadora do curso Wanyr Romero
agradecimentos especiais pela paciência na orientação, dedicação e empenho para
a melhoria da qualidade deste trabalho.
A todos os professores do curso, os quais foram importantes na minha vida
acadêmica е no desenvolvimento desta dissertação.
Ao IETEC pelo excelente ambiente oferecido aos seus alunos e os profissionais
qualificados que disponibilizou para nos ensinar, trabalhando incansavelmente para
que nós, alunos, possamos contar com um ensino de extrema qualidade.
Á minha esposa Alessandra pelo carinho, compreensão, apoio. Esposa companheira
e exemplar que sempre me motivou em relação ao desenvolvimento,
compreendendo a minha ausência em vários fins de semana durante o curso.
Á minha mãe, Vera, pelo exemplo de honestidade e dedicação, uma lutadora que
abriu mão de muitas coisas para lutar para o melhor dos seus filhos, e não mediu
esforços para que eu pudesse levar meus estudos adiante.
RESUMO
Este trabalho teve como objetivo a avaliação da viabilidade econômica da
implantação de micro e minigeração distribuída de energia elétrica a partir de painéis
fotovoltaicos e sistemas de cogeração a gás natural em diferentes cenários. Foram
apresentados os aspectos financeiros que influenciam na tomada de decisão do
investidor como, por exemplo, os investimentos iniciais, custo evitado e despesas
futuras. Para a análise da viabilidade foi utilizada técnica de dinâmica de sistemas
com o software VENSIM. A modelagem com discriminação detalhada das variáveis
que compõem o sistema, junto com a análise de Monte Carlo possibilitou avaliação
do comportamento dos resultados de VPL, TIR e Payback perante alterações das
principais variáveis. Devido à alta sensibilidade ao preço da tarifa de energia elétrica,
capacidade de produção e custo do combustível é necessário estudo rigoroso das
condições de demanda requeridas para propiciar a escolha correta do sistema a ser
instalado. Os resultados obtidos foram satisfatórios para alguns cenários,
apresentando melhores resultados na geração fotovoltaica de 100kWp e na
cogeração 30kW para consumidores alimentados pela concessionária em baixa
tensão. Foi detectado maior sensibilidade ao custo evitado da energia elétrica (preço
praticado pela concessionária), reajuste de tarifa de energia elétrica, e
especificamente para a cogeração o preço do combustível, confirmando a
necessidade de medidas de incentivos por parte do governo para assegurar a
expansão desse segmento.
Palavras-chave: Minigeração. Fotovoltaica. Cogeração. Viabilidade econômica.
Dinâmica de sistemas.
ABSTRACT
This study aims to assess the economic feasibility of the implementation of micro and
mini distributed generation from photovoltaic panels and natural gas cogeneration
systems in different scenarios. Financial aspects that influence investor decision-
making, for example, the initial investments, avoided costs and future expenses are
present. For the analysis of viability were used dynamic modeling techniques of
systems with VENSIM software. The modeling with detailed breakdown of the
variables that make up the system, along with the Monte Carlo analysis allowed
evaluation of the behavior of NPV, IRR and Payback before changes in key
variables. Due to the high price sensitivity of electricity prices, production capacity
and cost of fuel is required rigorous study of demand conditions required to provide
the correct choice of system to be installed. The results were satisfactory for some
scenarios, with better results in the photovoltaic generation of 100kWp and
cogeneration 30kW for consumers fed by the utility at low voltage. It was detected
greater sensitivity to the avoided cost of electricity (price charged by the
concessionaire), adjustment of electricity tariff, and specifically for cogeneration fuel
prices, confirming the need for stimulus measures by the government to ensure the
expansion of this segment.
Keywords: Photovoltaic. Minigeneration. Cogeneration. Feasibility economic.
Dynamic systems.
LISTA DE FIGURAS
Figura 1 - Sistema de Compensação de Energia ..................................................... 27
Figura 2 - Conexão elétrica do gerador fotovoltaico à rede convencional ................. 31
Figura 3 - Gráfico de horas Sol-pico .......................................................................... 32
Figura 4 - Irradiação total em plano cuja inclinação é igual a latitude do local .......... 34
Figura 5 - Sistema de co-geração de energia ........................................................... 37
Figura 6 - Co-geração com ciclo Rankine ................................................................. 38
Figura 7 - Co-geração com turbina ou motor............................................................. 39
Figura 8 - Esquema de recuperação dos gases de exaustão e rendimento típico .... 40
Figura 9 - Principais componentes da microturbina a gás natural ............................. 41
Figura 10 - Diagrama causal do modelo ................................................................... 45
LISTA DE GRÁFICOS
Gráfico 1 - Grandes consumidores industriais: Consumo de eletricidade (TWh) ... 20
Gráfico 2 - Estrutura de consumo de eletricidade na rede, por classe (%) ............ 20
Gráfico 3 - Evolução da elasticidade-renda do consumo de eletricidade (*) .......... 22
Gráfico 4 - Economia mensal fotovoltaica 10,4kWp – Cenário 1a ......................... 64
Gráfico 5 - Economia mensal fotovoltaica 10,4kWp – Cenário 1b ......................... 64
Gráfico 6 - Economia mensal fotovoltaica 104kWp – Cenário 3b .......................... 65
Gráfico 7 - Payback fotovoltaica 10,4 kWp ............................................................ 67
Gráfico 8 - Diagrama de Tornado – Fotovoltaica 104 kWp (Cenário 3a) ............... 70
Gráfico 9 - Diagrama de Tornado – Cogeração 30 kW (Cenário 4a) ..................... 70
Gráfico 10 - Volatilidade do VPL frente a variações nos reajustes de tarifa de
energia elétrica entre -1 e 1% em uma planta fotovoltaica
de 10,4 kWp ......................................................................................... 72
Gráfico 11 - Volatilidade do VPL frente a variações nos reajustes de tarifa de
energia elétrica entre -1 e 1% em sistemas de cogeração
30kW BT, FC 0.5 .................................................................................. 72
Gráfico 12 - Volatilidade do VPL frente a variações nos reajustes de tarifa de
energia elétrica entre -1 e 1% em sistemas de cogeração 65 kW
AT, FC 1.0 ............................................................................................ 73
Gráfico 13 - Volatilidade do VPL frente variações do fator de capacidade entre -2,5
e 2,5% em uma planta fotovoltaica de 10,4 kWp – Cenário1a ..... 74
Gráfico 14 - Volatilidade do VPL frente a variações do aproveitamento energético de
-2,5 a 2,5% e reajuste de tarifas de energia elétrica de -1 a 1% da
planta fotovoltaica de 10,4 kWp – Cenário 1a ...................................... 75
Gráfico 15 - Volatilidade do VPL na cogeração 30 kW BT trabalhando com fator de
capacidade 0,5 frente a variações da tarifa de combustível ao longo da
via útil do sistema – Cenário 4a ........................................................... 76
Gráfico 16 - Volatilidade do VPL na cogeração 65 kW AT trabalhando com fator de
capacidade 1 frente a variações da tarifa de combustível ao longo da
vida útil do sistema – Cenário 7a ......................................................... 76
Gráfico 17 - Volatilidade do VPL da cogeração 30 kW BT trabalhando com fator de
capacidade 0,5 frente a variações nos reajustes das tarifas de energia
elétrica e combustível ao longo da vida útil do sistema – Cenário 4a .. 77
Gráfico 18 - Volatilidade do VPL da cogeração 65 kW AT trabalhando com fator de
capacidade 1 frente a variações nos reajustes das tarifas de energia
elétrica e combustível ao longo da vida útil do sistema – Cenário 7a .. 78
LISTA DE TABELAS
Tabela 1 - Projeção da população brasileira para o período 2015-2024 ................... 17
Tabela 2 - Consumo de eletricidade na rede, por classe de consumo (GWh) .......... 18
Tabela 3 - Relatório de Mercado FOCUS de 3 de junho de 2016 ............................. 23
Tabela 4 - Irradiação solar diária média e Fator de capacidade................................ 33
Tabela 5 - Principais variáveis de entrada utilizadas no modelo ............................... 44
Tabela 6 - Características técnicas e custos dos kits dos sistemas fotovoltaico ....... 48
Tabela 7 - Características técnicas e custos das microturbinas ................................ 49
Tabela 8 - Parâmetros considerados e valores de energia elétrica obtidos .............. 51
Tabela 9 - Parâmetros considerados e valor de energia térmica obtido ................... 52
Tabela 10 - Tarifa praticada pela CEMIG aos consumidores B1 Residencial e A4 ... 53
Tabela 11 - Dados do aquecedor de passagem GWHO 525CTE ............................. 54
Tabela 12 - Tarifa praticada pela GASMIG para consumidores Industriais ............... 55
Tabela 13 - Preços praticado pela GASMIG em consumidores de cogeração.......... 56
Tabela 14 - Custos estimados de investimento ......................................................... 58
Tabela 15 - Custos mensais estimados .................................................................... 60
Tabela 16 - Premissas iniciais do estudo financeiro .................................................. 61
Tabela 17 - Alternativas simuladas ........................................................................... 63
Tabela 18 - Resultados financeiros obtidos nas simulações ..................................... 66
Tabela 19 - VPL para estimativas otimistas e pessimistas na geração fotovoltaica .. 68
Tabela 20 - VPL para estimativas otimistas e pessimistas na cogeração ................. 69
LISTA DE ABREVIATURAS E SIGLAS
ANEEL Agência Nacional de Energia Elétrica
BCB Banco Central do Brasil
CA Corrente Alternada
CC Corrente Contínua
CHP Combined Heat and Power
COFINS Contribuição para o Financiamento da Seguridade Social
CONFAZ Conselho Nacional de Política Fazendária
COPOM Comitê de Política Monetária
DS Dinâmica de Sistemas
EPE Empresa de Pesquisa Energética
FC Fator de Capacidade
GN Gás Natural
ICMS Imposto sobre circulação de mercadorias e prestação de serviços
INPE Instituto Nacional de Pesquisas Espaciais
kWp kilo Watt pico
PAYBACK Tempo para Pagamento do Capital Investido
PDE Plano Decenal de Expansão de Energia
PIB Produto Interno Bruto
PIS Programa de Integração Social
SEFAZ Secretaria de Estado de Fazenda de Minas Gerais
SELIC Sistema Especial de Liquidação de Custódia
TIR Taxa Interna de Retorno
TMA Taxa Mínima de Atratividade
VENSIM Ventana Simulation Environment
VPL Valor Presente Liquido
SUMÁRIO 1 INTRODUÇÃO ........................................................................................... 14
2 OBJETIVOS ............................................................................................... 16
2.1 Objetivo Geral ............................................................................................. 16
2.2 Objetivos específicos .................................................................................. 16
3 REFERENCIAL TEÓRICO ......................................................................... 17
3.1 Panorama demográfico brasileiro ............................................................... 17
3.2 Panorama do setor elétrico brasileiro ......................................................... 17
3.3 Situação econômica brasileira .................................................................... 21
3.4 Critérios financeiros .................................................................................... 23
3.5 Geração distribuída .................................................................................... 26
3.6 Geração fotovoltaica ................................................................................... 29
3.7 Cogeração .................................................................................................. 36
4 METODOLOGIA ........................................................................................ 42
4.1 Elaboração do modelo ................................................................................ 42
4.2 Variáveis, Estoques e Fluxos ..................................................................... 43
4.3 Diagrama causal ......................................................................................... 45
4.4 Diagrama de estoque e fluxo ...................................................................... 46
4.5 Análise de sensibilidade ............................................................................. 46
5 OBTENÇÃO DOS DADOS ........................................................................ 47
5.1 Equipamentos ............................................................................................. 47
5.1.1 Sistema fotovoltaico ................................................................................... 47
5.1.2 Microturbinas a gás .................................................................................... 48
5.2 Energia elétrica disponibilizada .................................................................. 50
5.3 Energia térmica disponibilizada .................................................................. 51
5.4 Custo evitado de energia elétrica ............................................................... 52
5.5 Custo evitado de energia térmica (aplicável à cogeração) ......................... 54
5.6 Custo de combustível (aplicável à cogeração) ........................................... 56
5.7 Prazo para implantação .............................................................................. 57
5.8 Investimento inicial ..................................................................................... 57
5.9 Financiamentos .......................................................................................... 58
5.10 Custo Mensal .............................................................................................. 58
5.11 Taxa mínima de atratividade ...................................................................... 60
5.12 Impostos ..................................................................................................... 61
5.13 Economia mensal ....................................................................................... 61
6 SIMULAÇÃO E ANÁLISE DOS RESULTADOS ....................................... 62
6.1 Introdução................................................................................................... 62
6.2 Resultados .................................................................................................. 63
6.3 Sensibilidade do VPL (Tornado) ................................................................. 67
6.4 Análise de sensibilidade ............................................................................. 71
6.4.1 Volatilidade da tarifa de energia elétrica (custo evitado) ............................ 71
6.4.2 Volatilidade do aproveitamento energético da irradiação solar .................. 73
6.4.3 Volatilidade do aproveitamento energético e tarifa de energia elétrica ...... 74
6.4.4 Variação da tarifa de combustível (gás natural) ......................................... 75
6.4.5 Volatilidade conjunta da tarifa do combustível e tarifa de energia elétrica . 77
7 CONCLUSÕES .......................................................................................... 79
REFERÊNCIAS .......................................................................................... 81
APÊNDICE A – Diagrama de estoque e fluxo do modelo ...................... 88
APÊNDICE B – Diagramas de Tornado ................................................... 90
APÊNDICE C – Programa ......................................................................... 93
14
1 INTRODUÇÃO
A energia elétrica é fundamental para o crescimento econômico da nação e, de
acordo com a Empresa de Pesquisa Energética (EPE, 2015), o Brasil deve expandir
sua oferta para que a meta do crescimento seja alcançada. A geração de energia
elétrica deverá acompanhar o crescimento da demanda, e investimentos em fontes
de energia limpa renovável são fundamentais para reduzir a geração de custo
elevado, proveniente principalmente das fontes termoelétricas. Atualmente, a
geração de energia elétrica a partir de fontes renováveis constitui uma tendência em
diversos países, inclusive com a concessão de incentivos à geração distribuída
(PORTAL BRASILEIRO DE ENERGIAS RENOVÁVEIS, 2014).
A viabilidade econômica de uma planta de geração elétrica depende, principalmente,
do preço de aquisição da energia ofertada pela concessionária (custo evitado), dos
investimentos realizados por quilowatt hora (kWh) gerado e do custo do combustível
utilizado. Outras variáveis também afetam a rentabilidade, como o tempo de
instalação da planta, vida útil dos equipamentos, o nível de utilização da capacidade
instalada, os custos manutenção/operação e os encargos financeiros dos
financiamentos contratados (EPE, 2014).
Branker, Pathak e Pearce (2011) consideram tecnicamente viável a substituição de
combustíveis fósseis pelas tecnologias que utilizam energias renováveis. As
barreiras econômicas são o principal obstáculo para suprir a sociedade com energia
preponderantemente renovável. Para Papadopoulos e Maltas (2010) o declínio
contínuo dos preços dos painéis fotovoltaicos e seus equipamentos associados
combinados com o aumento dos preços dos combustíveis tornaram a energia
renovável viável tanto do ponto de vista econômico como ambiental.
Para Xavier et al. (2015) os preços elevados e a ausência de legislação adequada e
incentivos governamentais são as principais barreiras no desenvolvimento do
mercado fotovoltaico no Brasil. Chandel et al (2014) relata que diversos trabalhos e
pesquisas foram realizados globalmente para avaliar a viabilidade e o desempenho
de sistemas fotovoltaicos e conclui que é uma opção factível e viável para atender a
15
demanda de energia no presente e no futuro. A importância das plantas fotovoltaicas
vai aumentar com a crescente elevação das tarifas de eletricidade.
Segundo Smolen e Burdnik-Rodz (2005) microturbinas a gás em sistemas de
cogeração encontram-se em expansão no mundo todo. As soluções técnicas são
eficientes, confiáveis, compactas e de fácil instalação. A sua produção em escala
comercial poderá atender à demanda de hotéis, piscinas, restaurantes e pequenos
estabelecimentos industriais e comerciais.
Cucchiella, Adamo e Rosa (2015) afirmam que o setor fotovoltaico registrou
mudanças significativas nos últimos anos. O crescimento foi exponencial,
inicialmente em regiões europeias, como a Alemanha e a Itália, e nos últimos anos
na China, EUA e Japão. A adoção de políticas de incentivo melhorou a maturidade,
o nível e sua competitividade.
Westener e Madlener (2009) realizaram estudos para identificar quais tecnologias de
cogeração são mais apropriadas para instalação em um futuro próximo na Alemanha
e concluíram que microturbinas utilizando gás natural apresentam baixo risco
comparadas a outras tecnologias de produção simultânea de calor e eletricidade,
embora a perspectiva de retorno tenha sido inferior ao ciclo combinado.
Por meio da técnica de Dinâmica de Sistemas (DS) é possível obter resultados
provenientes da interação entre as variáveis técnicas e econômicas que compõem
um sistema de geração de energia, contribuindo favoravelmente para tomada de
decisão (GOH et al., 2014). O objetivo deste trabalho é avaliar pela técnica DS a
viabilidade econômica da implantação de micro e minigeração distribuída de energia
elétrica a partir de painéis fotovoltaicos e sistemas de cogeração utilizando turbinas
a gás natural (GN) em diferentes cenários.
16
2 OBJETIVOS
2.1 Objetivo geral
Avaliar a viabilidade econômica atual, por meio da modelagem e da dinâmica de
sistemas, da implantação de mini e microgeração distribuída de energia elétrica de
origem fotovoltaica e cogeração utilizando turbinas a gás natural.
2.2 Objetivos específicos
a) Analisar os principais custos envolvidos para implantação de sistemas de
geração fotovoltaicos e turbinas a gás natural, adotando como referência a
região metropolitana de Belo Horizonte, MG;
b) Analisar os principais fatores que impactam na tomada de decisão de
investimentos no setor de geração;
c) Desenvolver uma modelagem do processo de geração de energia elétrica
utilizando painéis fotovoltaicos e cogeração por turbinas a gás natural
utilizando dinâmica de sistema;
d) Simular a viabilidade econômico-financeira da geração de energia elétrica
fotovoltaica e cogeração por turbinas a gás natural, para diversos cenários
utilizando o modelo proposto.
17
3 REFERENCIAL TEÓRICO
3.1 Panorama demográfico brasileiro
Segundo a Empresa de Estudos Energéticos (EPE, 2015a) o Brasil tem sofrido
transformações no seu perfil demográfico, não só em termos da dinâmica de
crescimento populacional, mas também com relação à sua distribuição espacial, ao
seu rápido processo de urbanização, à pirâmide etária, entre outros aspectos. Pode-
se afirmar que, em relação a década passada, a população brasileira continua a
crescer, porém a um ritmo menor.
Na próxima década, espera-se continuidade da tendência de redução da taxa de
crescimento populacional observada nos últimos anos. Conforme apresentado na
Tabela 1 a média nacional da taxa de crescimento populacional do período será de
0,7% a.a., com um aumento populacional de mais de 12 milhões de habitantes no
período entre 2015 e 2024 (EPE, 2015a).
Tabela 1 - Projeção da população brasileira para o período 2015-2024
Fonte: EPE, 2015a, p. 5.
3.2 Panorama do setor elétrico brasileiro
Segundo a Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL, 2009) o consumo de
energia é um dos principais indicadores do desenvolvimento econômico e do nível
de qualidade de vida de qualquer sociedade, refletindo o ritmo de atividade dos
18
setores industrial, comercial e de serviços, e a capacidade da população para
adquirir bens e serviços tecnologicamente mais avançados que exigem acesso à
rede elétrica e pressionam o consumo de energia elétrica.
O crescimento econômico está intimamente ligado à disponibilidade de insumos para
o processo produtivo, entre elas a energia. Para que haja um desenvolvimento
sustentável, é necessário um planejamento de como o fornecimento desses recursos
será feito no longo prazo para que não haja excessos ou faltas (FERREIRA NETO;
CORRÊA; PEROBELLI, 2016).
O consumo de energia encontra-se ligado intrinsecamente ao estilo de vida e cultura
vigentes na sociedade de uma nação. Não está somente destinado a assegurar a
manutenção das necessidades humanas básicas. O consumo energético é um
parâmetro significativo na distinção entre países desenvolvidos e subdesenvolvidos,
pois está diretamente relacionado à renda destes países ao longo do tempo. A
Tabela 2 apresenta a projeção de consumo de energia elétrica na rede, para o
Brasil, desagregado por classe de consumo. Pode-se observar que teremos um
crescimento anual relevante nos setores residencial e comercial.
Tabela 2 - Consumo de eletricidade na rede, por classe de consumo (GWh)
Fonte: EPE, 2015a, p. 56.
19
Autoprodução é o termo adotado para a geração de eletricidade por consumidores
localizados junto às unidades de consumo, não utilizando a rede elétrica das
concessionárias de transmissão/distribuição. Constitui-se de um importante
elemento na análise do atendimento à demanda de eletricidade, pois esta já
representa quase 10% de toda a energia elétrica consumida no país, e apresenta
crescimento acelerado nos últimos dez anos e tem grande potencial de expansão
nos próximos anos (EPE, 2015a).
O autoprodutor não demanda investimentos adicionais do sistema elétrico, além dos
relacionados a contratos com a concessionária (gerador/comercializador de energia)
para suprimento em situações específicas, como pode ser o caso de paradas
programadas ou eventuais paradas não programadas. O caso mais comum de
autoprodução é o da cogeração e com os atuais incentivos na geração distribuída
teremos uma boa participação da energia fotovoltaica (EPE, 2015a).
O Gráfico 1 mostra, de forma resumida, as parcelas relativas à autoprodução e ao
consumo na rede do consumo de energia elétrica dos grandes consumidores
industriais. Prevê-se um expressivo crescimento da autoprodução nos próximos 10
anos, em torno de 6% ao ano, em média. A participação da autoprodução no
consumo total de eletricidade do País passará de quase 10% (valor verificado nos
últimos anos) para 12% em 2024 (EPE, 2015a).
A autoprodução inclui uma parcela relativa à geração distribuída fotovoltaica,
regulamentada por meio da REN 482/2012 da ANEEL. Em relação à
competitividade, no ano de 2014 o reajuste tarifário foi acima da inflação,
contribuindo com a diminuição do período de retorno do investimento na
autoprodução. No entanto, com a valorização do dólar, observou-se um aumento de
preço dos equipamentos finais (majoritariamente importados), o que contrabalanceia
o aumento das tarifas (EPE, 2015a).
20
Gráfico 1 - Grandes consumidores industriais: Consumo de eletricidade (TWh)
Fonte: EPE, 2015a, p. 41.
O Gráfico 2 mostra a evolução da relação entre os consumos das classes residencial
e comercial no Brasil. Conforme se pode observar, o consumo comercial continuará
ganhando participação no consumo total na rede, enquanto o setor residencial
mantém a sua importância e o setor industrial perde participação no período 2014-
2024.
Gráfico 2 - Estrutura de consumo de eletricidade na rede, por classe (%)
Fonte: EPE, 2015a, p. 53.
21
A evolução da economia nacional estruturando-se para uma economia mais
desenvolvida e com melhor distribuição de renda, demandará serviços e segmentos
comerciais de crescente sofisticação, aliados ao potencial turístico do País,
contribuirão para aceleração do consumo de eletricidade no setor comercial. O
consumo por consumidor residencial no Brasil, em 2024, deverá situar-se em torno
de 208 kWh/mês (EPE, 2015a).
3.3 Situação econômica brasileira
O Comitê de Política Monetária (COPOM) foi instituído em 20 de junho de 1996 pelo
Banco Central do Brasil (BCB) com o objetivo de estabelecer as diretrizes da política
monetária e definir a taxa básica de juros. O COPOM decide a meta da taxa Selic
que deve vigorar no período entre suas reuniões e, em alguns casos, o seu viés. A
taxa SELIC é a média ajustada dos financiamentos diários apurados no Sistema
Especial de Liquidação de Custódia (Selic) para títulos federais (BCB, 2012).
O Produto Interno Bruto (PIB) refere-se ao valor do conjunto de todos os bens e
serviços produzidos dentro do território econômico de um país em um determinado
período. Basicamente, o aumento do PIB aumenta a demanda por energia e
consequentemente as oportunidades de negócio no setor de execução e gestão de
projetos. O Gráfico 3 mostra a evolução da elasticidade-renda do consumo de
eletricidade, comprovando a importância de aumentar a oferta de energia para
atender a elevação do PIB.
Segundo o Instituto Braudel de Economia Mundial (2011) uma baixa taxa de juros é
um fator de incentivo à execução de novos empreendimentos e aumenta as
oportunidades de negócio no setor de execução e gestão de projetos. Por outro
lado, uma taxa de juros muito alta pode desestimular o crescimento econômico
mesmo havendo forte demanda por aumento de produção.
22
Gráfico 3 - Evolução da elasticidade-renda do consumo de eletricidade (*)
Fonte: EPE, 2015b, p. 49.
Um ponto que influencia significativamente em investimentos é a carga tributária,
que é a relação entre impostos e PIB. A cobrança de impostos é, na prática, uma
coleta de dinheiro feita pelo governo para pagar suas contas. Uma forma de medir o
impacto dessa coleta é compará-la com o Produto Interno Bruto (PIB), ou seja, a
soma das riquezas produzidas pelo país em um ano. Segundo Afonso e Matos
(2016), a carga tributária no Brasil deve fechar o ano de 2016 em 36,5% do PIB. Isso
significa que os cofres públicos recebem um valor que equivale a mais de um terço
do que o país produz. A elevada carga tributária brasileira é um fator relevante na
gestão e manutenção das empresas, podendo afetar significativamente seu lucro e,
até, comprometer sua existência.
O relatório FOCUS apresenta as expectativas para os principais indicadores
econômicos, o qual é publicado semanalmente pelo Banco Central do Brasil com as
previsões de cerca de 100 analistas financeiros sobre diversos indicadores da
economia brasileira. A Tabela 3 mostra a expectativas de mercado para o ano de
2016 e 2017. Observa-se uma tendência de melhoria das expectativas do mercado
23
em 2017, com redução da inflação, aumento do PIB e redução da taxa de juros
SELIC.
Tabela 3 - Relatório de Mercado FOCUS de 3 de junho de 2016
Fonte: BCB, 2016, p. 2.
3.4 Critérios financeiros
Segundo Lunelli (2016) os métodos mais comuns de avaliação de projetos de
investimento são:
a) Valor presente líquido – VPL;
b) Taxa interna de retorno – TIR;
c) Payback descontado.
O valor presente líquido (VPL) de um investimento é um critério simples para decidir
se um investimento deve ser feito ou não. Ele é definido como o somatório dos
valores presentes dos fluxos futuros estimados do investimento (considerando a taxa
de juros do mercado apropriado), menos o custo inicial do investimento. Os fluxos
estimados podem ser positivos ou negativos, de acordo com as entradas ou saídas
de caixa. Caso o VPL encontrado no cálculo seja negativo, o retorno do projeto será
menor que o investimento inicial, o que sugere que ele seja rejeitado. Caso ele seja
24
positivo, o valor obtido no projeto pagará o investimento inicial, o que o torna viável
(ROSS; WESTERFIELD; JAFFE, 2010). O VPL é obtido com a equação 1.
em que:
Io – investimento Inicial (R$)
t - é o enésimo período no tempo em que o dinheiro será investido no projeto
(meses)
n – número de períodos t considerado
FCt – fluxo de caixa no período t, Receita – Custo (R$)
r – custo do capital ou taxa de desconto considerada (índice)
Segundo Casarotto Filho e Kopittke (2007), um conceito também muito utilizado é o
de taxa mínima de atratividade (TMA), que é a taxa ao qual o investidor considera na
obtenção de ganho financeiro. Ao analisar uma proposta de investimento deve-se
considerar a perda de oportunidade de obter retornos em outra aplicação com este
capital em outro projeto.
Para cálculo do valor presente das entradas e saídas de caixa pode ser utilizada a
TMA (Taxa Mínima de Atratividade) como taxa de desconto. Se for adotado o
desconto no fluxo de caixa pela a TMA do acionista e for obtido VPL > 0, significa
tendência de decisão favorável à sua realização. Sendo o VPL for superior a 0, o
projeto cobrirá tanto o investimento inicial, bem como a remuneração mínima exigida
pelo investidor, gerando ainda um excedente financeiro. O Fluxo de Caixa do projeto
é calculado pela diferença entre as receitas obtidas (ou custo evitado) e os custos
(pagamento financiamento, seguros, combustível, manutenção e operação) podendo
ser avaliado para o empreendimento (projeto) e para o acionista (investidor) sendo
que sob o ponto de vista de tomada de decisão deve ser adotado o fluxo de caixa do
investidor (CASAROTTO FILHO; KOPITTKE, 2007).
Em geral a Taxa Interna de Retorno (TIR) é a taxa que torna nulo o VPL. O
raciocínio básico por trás da TIR é de que se procura obter uma única cifra para
(1)
25
sintetizar os méritos de um projeto. Cifra é interna ou intrínseca ao projeto e não
depende de mais nada, a não ser dos fluxos de caixa do projeto (ROSS et al., 2015).
A disponibilidade de recursos financeiros é, sem dúvida, um fator imperativo para a
concretização de um investimento. O Sistema francês de amortização também
conhecido como “Sistema PRICE” ou “Sistema de Prestação Constante” é muito
utilizado nas compras a prazo de bens de consumo (CASAROTTO FILHO;
KOPITTKE, 2007). O valor da parcela é obtido com a equação 2.
em que:
pmt – Valor da parcela (do inglês payment)
PV – Valor Presente (do inglês presente value)
i – taxa de Juros (do inglês interest ratio)
O Payback é uma das técnicas de análise de investimento mais comuns que
existem. Consiste em umas das alternativas mais populares ao VPL. Sua principal
vantagem em relação ao VPL consiste em que a regra do Payback leva em conta o
tempo do investimento e consequentemente é uma metodologia mais apropriada
para ambientes com risco elevado. Este método visa calcular o nº de períodos ou
quanto tempo o investidor irá precisar para recuperar o investimento realizado. Um
investimento significa uma saída imediata de dinheiro, em contrapartida se espera
receber fluxos de caixa que visem recuperar essa saída ao longo do tempo. O
Payback expressa o quanto tempo isso irá demorar (ROSS et al., 2015).
Segundo Casarotto Filho e Kopittke (2007), a análise prévia de investimentos
permite que se racionalize a utilização do capital. O desempenho pode ser medido
em termos monetários utilizando técnicas de engenharia econômica associadas a
matemática financeira e outras matérias, como probabilidade, simulação ou técnicas
de análise de decisão.
(2)
26
3.5 Geração distribuída
A geração distribuída é uma expressão usada para designar a geração elétrica
realizada junto ou próxima do consumidor, independente da potência, tecnologia e
fonte de energia. A Resolução Normativa no 482/2012 (ANEEL, 2012) possibilita
utilizar o sistema de compensação de energia elétrica, na qual a unidade
consumidora pode gerar energia elétrica em escala de microgeração ou
minigeração. A energia gerada que exceder ao consumo da unidade pode ser
injetada na rede da distribuidora local como forma de empréstimo gratuito e
posteriormente compensada com o consumo de energia elétrica ativa dessa mesma
unidade consumidora ou de outra unidade consumidora de mesma titularidade da
unidade consumidora onde os créditos foram gerados.
O consumidor (ou unidade consumidora) pode gerar energia elétrica em escala de
microgeração com potência instalada menor ou igual a 75 quilowatts (kW), ou
minigeração com potência instalada superior a 75 kW e menor ou igual a 5 megawatt
(MW) para geração solar e cogeração (ANEEL, 2015a). Em virtude das mudanças
promovidas pela ANEEL, a geração de energia elétrica através de painéis
fotovoltaicos e sistema de cogeração utilizando gás natural atualmente têm atraído o
interesse de investidores que pretendem adotar a autoprodução de energia.
Os estímulos à geração distribuída (geralmente localizada próxima aos centros de
carga) justificam-se pelos potenciais benefícios que tal modalidade pode
proporcionar ao sistema elétrico: a postergação de investimentos em expansão nos
sistemas de distribuição e transmissão, o baixo impacto ambiental, a redução no
carregamento das redes, a redução de perdas e a diversificação da matriz
energética, entre outros (ANEEL, 2014).
A geração distribuída, onde pequenos geradores estão ligados à rede de distribuição
é uma alternativa que tem ganhado reconhecimento como uma forma viável de
fornecer energia para consumidores. Conciliado as crescentes preocupações com o
meio ambiente o percentual gerado por esta modalidade vem crescendo
rapidamente (SAIF et al., 2012).
27
Para caracterizar a central geradora como micro ou minigeração distribuída, são
obrigatórias as etapas de solicitação de parecer de acesso (requerimento formulado
pelo consumidor entregue à distribuidora) o qual deve constar o projeto das
instalações de conexão (memorial descritivo, localização, arranjo físico, diagramas),
além de outros documentos e informações eventualmente solicitados pela
distribuidora (ANEEL, 2015b).
A Figura 1 apresenta a estrutura básica da geração distribuída com compensação de
energia.
Figura 1 - Sistema de Compensação de Energia
Fonte: ANEEL, 2014, p. 17.
28
Uma grande vantagem destes sistemas é o fato de que se tem uma usina geradora
descentralizada e que não ocupa área física adicional, visto que a integração à
edificação substitui ou se sobrepõe a materiais de cobertura e/ou revestimento
(RÜTHER; 2004).
Nos cadernos temáticos (ANEEL, 2014) são apresentados os requisitos para
adequação do sistema de medição além de outros critérios para compensação de
energia. O sistema de medição deve ser conectado no mesmo nível de tensão do
fornecimento da distribuidora, dotado adicionalmente da medição bidirecional de
energia elétrica (medição de consumo e de geração). Os custos de adequação do
sistema de medição para implantação do sistema de compensação de energia são
de responsabilidade do acessante (consumidor).
O imposto sobre Circulação de Mercadoria e Serviços (ICMS) é um imposto
aplicável à Energia Elétrica. Para micro e minigeração distribuída, o Conselho
Nacional de Política Fazendária (CONFAZ) aprovou o Convenio ICMS 6, de 5 de
abril de 2013, estabelecendo que o ICMS apurado tem como base de cálculo toda
energia que chega à unidade proveniente da distribuidora, sem considerar qualquer
compensação de energia produzida pelo microgerador. Com isso, a alíquota
aplicável do ICMS incide sobre toda energia consumida no mês. A tributação de
ICMS será proporcional ao percentual da energia gerada pelo micro e minigerador
que é exportado a rede para compensação em outro período. Quanto maior o
percentual da energia exportada à rede, maior será a tributação (CONFAZ, 2013).
O regime de tribulação é não cumulativo, isto é, cada etapa da cadeia produtiva se
apropria dos créditos das etapas anteriores, sendo 1,65% para o Programa de
Integração Social (PIS) e 7,60% para a Contribuição para o Financiamento da
Seguridade Social (COFINS). Atualmente algumas distribuidoras aplicam a tarifa
final com impostos (PIS/COFINS e ICMS) para todo o consumo, deduzindo-se o
montante equivalente ao valor do consumo total com a tarifa sem impostos (ANEEL,
2014).
29
A opção de tributar a energia compensada, é um entrave à disseminação da
geração distribuída, especialmente a da geração fotovoltaica que apresenta um
maior período de payback (EPE, 2014).
Alguns estados brasileiros estão propiciando o benefício de tributação de ICMS
apenas sobre a diferença positiva entre a energia consumida e a energia injetada
pelos micro e minigeradores. O estado de Minas Gerais teve a iniciativa ao publicar
a Lei no 20.824 pela Secretaria de Estado da Fazenda, de 31 de julho de 2013
propiciando benefício por 5 anos (MINAS GERAIS, 2013).
Em relação aos impostos, deve-se atentar para o fato de que a arrecadação com a
venda e instalação de sistemas de geração distribuída é majoritariamente de
impostos federais, enquanto que a venda de energia é taxada principalmente via
ICMS, imposto estadual. Portanto, o que se observa com o desenvolvimento da
geração distribuída, é uma transferência de recursos dos estados para União (EPE,
2014).
Um ponto que pode melhorar a inserção da geração distribuída é o modelo de
Leasing empregado internacionalmente. Neste modelo o usuário tem custo de
instalação zero, pagando mensalidade fixa a uma empresa que é responsável pela
instalação e manutenção do sistema de geração (EPE, 2014).
3.6 Geração fotovoltaica
Os sistemas fotovoltaicos são capazes de gerar energia elétrica por meio das
chamadas células fotovoltaicas que são feitas de materiais capazes de transformar a
radiação solar diretamente em energia elétrica (efeito fotovoltaico). Atualmente o
silício é o material mais utilizado para este fim. A energia dos fótons da luz solar é
transferida para os elétrons que então ganham a capacidade de movimentar-se. O
movimento dos elétrons, por sua vez, gera a corrente elétrica (WANDERLEY;
CAMPOS, 2013).
A geração fotovoltaica que é inesgotável pode estar inserida no meio urbano, gera
energia limpa de forma silenciosa e não poluente, inclusive pode ser integrada à
30
arquitetura em diversos casos. Em aplicações próximas a necessidade de energia,
as perdas por transmissão e distribuição são muito menores e desprezíveis, quando
comparadas à energia que vem de geradores centralizados e distantes dos centros
de consumo (ZOMMER, 2012).
Em aplicações para suprimentos de pequenas demandas, os módulos são
instalados em posição fixa, orientados para o hemisfério norte (módulos instalados
no hemisfério sul) com inclinação segundo a latitude do local e perfil de demanda.
Em projetos de maior porte, pode-se tornar viável economicamente instalar sistema
seguidor do movimento do sol de acordo com a hora do dia e com o dia do ano
(FADIGAS, 2012).
A Figura 2 apresenta o funcionamento do sistema fotovoltaico interligado à rede
elétrica convencional.
31
Figura 2 - Conexão elétrica do gerador fotovoltaico à rede convencional
Fonte: RÜTHER, 2004, p.40.
Uma instalação solar fotovoltaica conectada à rede elétrica e integrada a uma
edificação é composta de vários itens, sendo os principais: painéis solares, sistema
de fixação, sistema conversor CC-CA (inversores), cabos elétricos, proteção elétrica
(fusíveis e disjuntores), proteção contra descargas atmosféricas e caixas de
conexão. (RÜTHER, 2004, p. 16).
A radiação solar varia durante o dia e tem sua maior intensidade ao meio-dia-solar.
A Figura 3 apresenta um gráfico da variação da irradiância em um dia médio e
podemos observar as horas do dia em que a irradiância é próxima ou igual a 1000
W/m².
32
Figura 3 - Gráfico de horas Sol-pico
Fonte: BLUE SOL, 2016, p. 26.
Segundo Nakabayashi (2014) o Fator de Capacidade (FC) representa o nível de
atividade de uma usina em determinado período, ou seja, é a energia efetivamente
produzida por uma usina dividida pela produção que teria em caso de funcionamento
em sua capacidade nominal durante todo o período. Este fator depende da
localidade e é função da irradiação diária média (kWh/m2.dia).
Em Minas Gerais a irradiação solar diária média é de aproximadamente 5,23
kWh/m2.dia e o fator de capacidade próximo de 16,3%. A Tabela 4 apresenta a
irradiação solar diária média e fator de capacidade das principais cidades brasileiras.
33
Tabela 4 - Irradiação solar diária média e Fator de capacidade
Fonte: NAKABAYASHI, 2015, p. 45.
Segundo Fadigas (2012) a Energia Anual Gerada pelo sistema solar pode ser
expressa pela equação 3.
(3)
Onde:
EG – Energia anual gerada (kWh)
P – Potência instalada (kWp)
FC – Fator de capacidade do sistema (INS/24)
DI – Disponibilidade do sistema (número de horas/ano em que o sistema está
disponível)
34
Em 2006, o Instituto Nacional de Pesquisas Espaciais (INPE) publicou, como um dos
resultados do projeto SWERA, o “Atlas Brasileiro de Energia Solar”. Os dados e
mapas atualizados do projeto SWERA estão disponíveis para consulta em
http://en.openei.org/apps/SWERA/. Para acessar os dados do Brasil, basta clicar na
opção de interesse do mapa global e, em seguida, no mapa do Brasil. A Figura 4
mostra o mapa da média anual do total diário de energia (kWh) que pode ser gerado
por módulos fotovoltaicos instalados em qualquer ponto do território nacional,
elaborado pela PSR com dados do projeto SWERA brazil_solar_tilted_10km.shp. O
arquivo “shapefile” apresenta os dados de radiação solar em kWh/m2/dia para
células de 10km x 10km.
Figura 4 - Irradiação total em plano cuja inclinação é igual a latitude do local
Fonte: ABINEE, 2012, p. 52.
35
O rendimento das placas fotovoltaicas, dos inversores, autotransformadores (quando
necessários) e perdas nos cabos devem ser avaliados pois estes influenciam
significativamente na energia final disponibilizada. O sombreamento, inclinação e a
orientação também são fatores que influenciam na energia disponibilizada
(RÜTHER, 2004).
A redução de produtividade anual dos módulos varia entre 0,2% e 1%, sendo que a
maioria dos fabricantes asseguram que o envelhecimento médio anual está em 0,5%
(BRANKER; PATHAK; PEARCE, 2011).
Uma característica fundamental de sistemas solares fotovoltaicos interligados à rede
elétrica pública é que dispensam os bancos de baterias necessários em um sistema
do tipo autônomo e os elevados custos de manutenção envolvidos. Na configuração
mais comum, quando o gerador solar fornece mais energia do que a necessária para
o atendimento da instalação consumidora, o excesso é injetado na rede elétrica
pública e a instalação consumidora acumula um crédito energético. Por outro lado,
quando o sistema solar gera menos energia do que a demandada pela instalação
consumidora, o déficit é suprido pela rede elétrica. Outra vantagem destes sistemas
é o fato de que se tem uma usina geradora descentralizada e que não ocupa área
física, visto que a integração à edificação substitui ou se sobrepõe a materiais de
cobertura e/ou revestimento (RÜTHER, 2004).
Segundo Santos (2013), diversos parâmetros podem afetar o rendimento do
conjunto de módulos solares fotovoltaicos, também denominado gerador
fotovoltaico. O principal deles é o parâmetro radiação solar, que depende
fundamentalmente da localização geográfica da instalação, bem como de sua
inclinação e orientação. Como regra geral a melhor inclinação com relação à
horizontal, para obtenção da incidência solar máxima em regime anual, é a latitude
local. A orientação ideal é o posicionamento da superfície direcionada para o
equador (norte geográfico para instalações situadas no hemisfério sul, e sul
geográfico para instalações situadas no hemisfério norte).
Outros fatores, tais como temperatura dos painéis, o sombreamento parcial, o
descasamento entre painéis de um mesmo string (que leva a perdas de rendimento
36
conhecidas como module mismatch losses), as resistências dos condutores e o
estado de limpeza dos painéis também influenciam a performance do sistema
gerador fotovoltaico (RÜTHER, 2004).
A irradiação solar disponível em um sistema fotovoltaico é fundamental nos estudos
da energia disponibilizada. Em sistemas fotovoltaicos instalados em meio urbano, ou
seja, próximo a outras edificações, existe grande possibilidade de sombreamento,
fazendo que o aproveitamento da irradiação solar seja inferior ao se estivesse em
uma área aberta, que é o caso de parques solares. A integração nas edificações, em
muitos casos, a orientação ideal poderá ser comprometida pela dificuldade de
orientá-los e incliná-los para a situação ideal, principalmente em casos em que a
questão estética deverá ser priorizada (ZOMMER, 2012).
Um sistema de geração fotovoltaico apresenta melhor desempenho quando
iluminado homogeneamente, e a existência de outras edificações próximas aos
painéis solares poderá comprometer o desempenho devido ao sombreamento. Pela
característica construtiva da maioria dos painéis fotovoltaicos, onde as células
individuais são conectadas em série, um pequeno sombreamento sobre uma das
partes poderá reduzir acentuadamente o rendimento de todo o sistema pois as
células que receberem a menor quantidade de irradiação determinarão a corrente, e
consequentemente a potência do conjunto conectado em série (RÜTHER, 2004).
Outro fator que influi na energia disponibilizada pelo sistema fotovoltaico é o
inversor. O inversor é um equipamento eletrônico que faz a conversão da tensão
gerada em corrente contínua (CC) para corrente alternada (CA). A eficiência de
conversão de um inversor varia de acordo com a carga do mesmo (ZOMMER,
2012).
3.7 Cogeração
A cogeração é um processo de produção combinada de energia térmica e energia
elétrica ou mecânica a partir da mesma fonte de energia primária. A co-geração é
definida como Combined Heat and Power (CHP) na língua inglesa (BRASIL, 2005).
37
Esta modalidade de geração resulta na redução de consumo de combustível quando
comparado a sistemas onde a produção de energia elétrica e térmica ocorrem de
forma independente, portanto obtém-se um maior aproveitamento da energia contida
na fonte, reduzindo consideravelmente os custos de produção da energia nas duas
formas citadas. A Figura 5 mostra de forma esquemática esse entendimento.
Figura 5 - Sistema de co-geração de energia
Fonte: BRASIL, 2005, p. 3.
Segundo Velho (2010) o ciclo Rankine (baseado em turbinas a vapor) é o que tem
maior custo de capital e o maior tempo de construção. Nesta modalidade, a
produção de energia elétrica ocorre por meio de um gerador que é acionado
diretamente pelo eixo da turbina, a qual é acionada pelo processo de expansão de
vapor de água superaquecido. O vapor que sai da turbina é logo condensado, num
processo de recuperação de calor, através do aquecimento de água, geralmente
num trocador do tipo casco e tubo. O produto da condensação a baixa pressão
(condensado) é bombeado à caldeira. Com o bombeamento, aumenta a pressão e,
na caldeira, recebe calor até chegar ao estado de vapor superaquecido
pressurizado, no qual retorna à entrada da turbina.
As plantas de co-geração mais comuns são concebidas com caldeira e turbina a
vapor, através do ciclo termodinâmico de Rankine. Na Figura 6 pode ser observado
o processo, onde o combustível, fonte de toda a energia produzida pela planta, é
utilizado numa caldeira para gerar vapor de alta pressão, que é levado a uma turbina
38
a vapor, que aciona o gerador elétrico. O vapor que sai da turbina contem elevada
temperatura e é utilizado para atender à demanda de energia térmica do
consumidor. Uma grande vantagem desta concepção é a flexibilidade quanto a
possibilidade de utilização de diferentes combustíveis, tais como gás, lenha, carvão,
bagaço de cana, cascas de arroz, óleo combustível, resíduos orgânicos em geral,
etc. O ciclo Brayton e o ciclo Rankine são as duas principais formas de co-geração.
(BRASIL, 2005).
Figura 6 - Co-geração com ciclo Rankine
Fonte: BRASIL, 2005, p. 5.
O ciclo Brayton (aplicado em turbinas a gás) requer uma tecnologia mais sofisticada
em relação ao Rankine, devido à necessidade de manter a correta proporção de
pressurização do ar e o gás, entre outros fatores, para obter a máxima eficiência da
combustão. De forma similar ao ciclo anterior, a produção de energia elétrica ocorre
através de um gerador diretamente ligado ao eixo da turbina, a qual é acionada
através do processo de expansão dos gases produzidos na combustão da mistura
ar–gás. Os gases de exaustão da turbina acionam, por sua vez, o compressor que
fornece o ar comprimido para a combustão. Em turbinas estacionárias estes gases
passam por um trocador de calor onde se recupera o calor de rejeito para pré-
aquecer o ar na entrada da câmara de combustão (VELHO, 2010).
Segundo Iremescu e Lelea (2010) o projeto conceitual que apresenta mais eficiência
é o da turbina a gás associado a uma caldeira de recuperação além de apresentar
39
um baixo custo de manutenção. Na Figura 7 pode ser observado o processo onde o
combustível é queimado na câmara de combustão de uma turbina ou detonado nos
cilindros de um motor a pistões, que acionam mecanicamente por intermédio de um
eixo o gerador para produção de energia elétrica. Os gases de combustão, quentes,
rejeitados pelas máquinas (turbina ou motor) são então conduzidos a um
equipamento de recuperação do calor, que utiliza o calor sensível deste “sopro
quente” para gerar vapor ou aquecimento de agua dependendo da necessidade.
Figura 7 - Co-geração com turbina ou motor
Fonte: BRASIL, 2005, p. 6.
Segundo Ferrão e Weber (2001) os sistemas de cogeração podem ser considerados
como menos prejudiciais ao meio ambiente pois apresentam uma eficiência elevada,
portanto menor quantidade de combustível é consumido, proporcionando níveis mais
baixos de emissão de substâncias nocivas.
A recuperação do calor gerado também é mais fácil em uma microturbina,
dispensando a necessidade de refrigeração com o uso de radiador, isto é, não é
como em motor ciclo Otto ou Diesel onde parte do calor é extraído pela água de
arrefecimento e parte pelos gases de combustão na turbina. Todo calor aproveitado
é extraído dos gases de exaustão. Além da maior facilidade por não demandar
componentes adicionais a qualidade é maior (SAKATSUME, 2004).
40
A eficiência da recuperação do calor da exaustão varia entre 42% e 76%. O calor
pode ser utilizado para o aquecimento de água, aplicações que requerem vapor a
baixa pressão ou combinados com equipamentos de condicionamento ambiental
chamados de chillers. A Figura 8 mostra o esquema de recuperação dos gases de
exaustão e o rendimento típico.
Figura 8 - Esquema de recuperação dos gases de exaustão e rendimento típico
Fonte: SAKATSUME, 2004, p. 49.
Comparadas com motores a diesel ou a gás, turbinas a gás apresentam uma
excelente confiabilidade, com elevado nível de disponibilidade operativa (95-96%) e
apresentam um baixo custo de manutenção (HUNT, 2008). A Figura 9 apresenta os
principais componentes de uma microturbina a gás natural.
41
Figura 9 - Principais componentes da microturbina a gás natural
Fonte: CAPSTONE, 2016.
42
4 METODOLOGIA
4.1 Elaboração do modelo
Neste capitulo é apresentada o detalhamento da elaboração do modelo utilizado
para análise econômica da micro e mini geração distribuída de energia elétrica a
partir de painéis fotovoltaicos e sistemas de cogeração por turbinas a gás natural em
diferentes cenários.
O modelo para análise econômica visa auxiliar o cliente/investidor no processo de
tomada de decisão a respeito de um dado investimento, e o emprego de técnicas
adequadas de modelagem é essencial para obtenção de resultados confiáveis.
A modelagem proposta baseou-se na técnica de Dinâmica de Sistemas (DS), que
possibilita a simulação, análise e discussão de problemas complexos e não lineares,
propiciando um alto grau de conhecimento da influência dos elementos que
compõem o sistema estudado, contribuindo favoravelmente para tomada de decisão.
A Dinâmica de Sistemas (DS) é uma metodologia que busca por meio do
mapeamento de estruturas de sistemas, examinar a inter-relação de suas forças,
vendo-as num contexto amplo e entendendo-as como parte de um processo. Por
intermédio da simulação, é possível compreender como o sistema em foco evolui no
tempo e como as mudanças em suas partes afetam o seu comportamento. A
modelagem utilizando dinâmica de sistemas propicia ao pesquisador avaliar
diferentes políticas e soluções para operação do sistema, avaliando o impacto de
decisões.
O modelo computacional foi elaborado utilizando o software VENSIM, da Ventana
Systems, Inc. (www.vensim.com). Trata-se de uma ferramenta de modelagem visual
que permite desenvolver, simular e analisar modelos de sistemas dinâmicos.
Fornece um modo simples de construir modelos de simulação a partir de diagramas
causais ou diagramas de fluxo.
43
4.2 Variáveis, Estoques e Fluxos
Na modelagem em dinâmica de sistemas, a construção dos diagramas envolve
utilização de variáveis, Estoque (Stocks) ou Nível, Fluxos e Taxas (BLUMBERGA et
al., 2011).
Variáveis - representam parâmetros que são usados no sistema, por exemplo: fatura
concessionaria = preço energia * energia consumida. Eventualmente uma variável
pode assumir um valor que é uma constante. Por exemplo, juros = 10%.
Estoques (retângulos) – Representam acumulações/desacumulações de algum
recurso (dinheiro, energia, etc). Estoques são variáveis especiais cujo valor (estado)
depende do que aconteceu no passado, a exemplo o VPL. A equação de transição
de um estoque no tempo T para o tempo T+dt é dada pela seguinte equação:
Estoque (T+dt) = Estoque (T) + Fluxo (dt) * dt. Normalmente o intervalo de tempo dt
é feito igual a 1 unidade de tempo (segundo, minuto, hora, dia, ano, etc.). A
simulação adotou como unidade de tempo um mês. Esta unidade de tempo é que
comanda todo o processo de simulação do modelo ao longo do tempo, isto é, o
sistema é mostrado na tela do computador de dt em dt unidades de tempo.
Fluxos (setas de traço duplo com duplo triangulo simétrico) - São as mudanças que
ocorrem nos estoques durante um período de tempo, como o fluxo de receitas
acolhidas ao longo do mês, amortização de um financiamento, perda mensal
proveniente degradação. Representam o transporte de recursos (energia, economia
mensal, parcela de financiamento, revitalização, etc) no sistema. Os fluxos são
vazões controladas por equações e por isto são representados por um ícone
parecido com "uma torneira sobre um cano". Este regulador conterá a "lógica", ou a
"regra de decisão", que ajusta o volume do Fluxo. Estas nuvens nas extremidades
de alguns Fluxos são fonte ou escape da estrutura, significam o infinito e definem as
fronteiras, os limites do modelo. Os fluxos são medidos em unidade de uma
grandeza qualquer (por exemplo: juros, perda) por unidade de tempo (mês, por
exemplo). Tais equações são do tipo: Juros = 10 [% / mês].
As principais variáveis de entrada utilizadas no modelo estão listadas na Tabela 5.
44
Tabela 5 - Principais variáveis de entrada utilizadas no modelo
Fonte: Elaborado pelo Autor, 2016.
Variável Nome usado no diagrama
Potência Instalada (kW) Potencia instalada
Investimento Kit Solar ou Cogeração (R$) Inv. Kit
Custo do Homem hora Custo H.h
Serviços de Instalação (R$) inst. Kit
Serviços de Adequação nas Instalações (R$) Serv. Adeq. Inst
Projeto (R$) Projeto
Lucro + BDI da instaladora (%) Lucro + BDI da instaladora
Taxa de Juros anual (%) Taxa juros anual
TMA (%) TMA
Inflação anual (%) Inflação anual
Reajuste % da tarifa de energia elétrica (em relação a inflação) Reajuste Energia
Reajuste % da tarifa de gás natural (em relação a inflação) Reajuste GN
Número de parcelas praticado no financiamento ou leasing numero parcelas
Vida Útil (meses)utilizado em model settings -
time bounds
Custo de Peças ou seguro (R$/mês) Custo peças
Custo de Manutenção mensal (R$/mês) Custo manutenção
Fator de Capacidade Fator Dapacidade
Fator de disponibilidade Fator Disponibilidade
Tx. de Perda Anual (%) - envelhecimento tx. perda anual
Perda nos Inversores/autotransformador (%) - somente em geração fotovoltaica
perda inv.
Perda posição de ajuste (%) - somente em geração fotovoltaica perda ajuste posição
Perda na Fiação (%) perda fiação
Perda de aquecimento na tubulação (%) – somente na cogeração perda calor tubulação
Preço Energia Concessionária (R$/kWh) - custo evitadoPreço inicila energia
concessionária
Preço do combustível (gás natural) para aplicação industrial (R$/m3) Preço GN industrial
Preço do combustível (gás natural) aplicação em cogeração (R$/m3)Preço Gás Natural Cogeração /
m3
Consumo específico inicial de Gás Natural / kWh gerado Consumo específico / kWh
Taxa de aumento de consumo de combustivel anual (%)Tx. Aumento consumo
combustivel mensal
45
4.3 Diagrama causal
Diagramas de laço causal são estruturas em forma de grafos, utilizados para
visualização de qualquer sistema, demonstrando as relações causa efeito e dos
tempos de espera presentes do sistema. A Figura 10 mostra o diagrama de ciclo
causal do modelo elaborado para análise econômica da micro e mini geração
distribuída com seus principais elementos e suas inter-relações.
Figura 10 - Diagrama causal do modelo
Fonte: Elaborado pelo Autor, 2016.
Potencia instalada
Custo kit
Invest. kit+
Serviçosde Inst.
kitServ. Adeq. Inst Projeto Custo kW
Investimento Inicial
Potencia c/Degradação Anual
Custo Combustivel
Custo Peças Custo Mensalcom parcelafinanciamento
Custo Manutenção
Indice Inflação
Reajuste Energia
Indice parareajuste
Função Pulso
mes reajusteinflação
Indice reaj.Energia
preço energia solar
+
+
+
+
+
+
Custo H.h
+
Potencia Dispon.Paineis
FatorCapacidade
perda mensal
tx. perda anual
potenciaDisponibilizada
perda inv. perda fiação perda ajusteposição
EnergiaDisponibilizada
Horas/mes fator dispon.
Economia Mensal
preço energiaconcessionaria
preço inicial energiaconcessionaria
Custo evitadoconcessionaria
Inflação anual
Inflação mensal
Taxa descontomensal
parcelafinanciamento
numeroparcelas
Taxa juros anual
Taxa juros einflação mensal
Tempo
Saldo devedor
-
Economia ValorPresente
VPL
Parcela financimentovalor presenteVPL com parcela
financiamentoTIR formulaTIR
Economiasem parcela
financiamento
TIR semfinanciamento
Fluxo Caixadescontadopelo TMA
Custocapital senão há
economia
TMAPayback
descontado
+ ++
+++ ++
+
+
+
+
+
+
+-
+
+
++
++
+
++
+
+
+ + +
+
+
+
+
+
++
+ +
+ +
+
+
+
+
+
+
++
+
+
+
+
+
+
+
+
+
--
-
-
-
-
++
+
-
+ +
Lucro + BDIinstalador
46
4.4 Diagrama de estoque e fluxo
No diagrama de estoque e fluxo a estrutura do sistema é representada
matematicamente, permitindo quantificar as relações de causa e efeito entre os
elementos do sistema.
O Apêndice A no final do documento apresenta a modelagem do diagrama de
estoque e fluxo do modelo no Vensim, propiciando a visualização dos principais
elementos que compõem análise econômica da micro e mini geração distribuída.
A modelagem propicia a obtenção da economia mensal (custo evitado) para
diferentes cenários. Após ser contabilizado cumulativamente as economias mensais
obtém-se o Valor Presente Líquido (VPL), Taxa Interna de Retorno (TIR) e Payback.
4.5 Análise de sensibilidade
Para avaliação de como um modelo reage a incertezas nos parâmetros, a
ferramenta de análise de sensibilidade do Vensim simula automaticamente o modelo
(por meio de métodos de simulação Monte Carlo) para variações aleatórias nos
valores de parâmetros escolhidos dentro de intervalos preestabelecidos. Consiste na
realização de diversas rodadas de simulações de um modelo cujas variáveis de
entrada seguem uma sequência de números aleatórios em uma distribuição de
probabilidade definida.
47
5 OBTENÇÃO DOS DADOS
Para se estabelecer a análise da viabilidade econômico-financeira do projeto é
necessário que se considere os fatores de potência instalada (kW), fator de
capacidade, energia média (kW médios), tarifa de energia praticado pela
concessionária (R$/kWh), valor total do investimento (R$), taxa de juros do
financiamento, número de parcelas do financiamento, TMA, vida útil e custo de
operação e manutenção (R$/kWh) entre outros.
Para desenvolvimento deste trabalho foram adotados dados baseados em outros
estudos, artigos, catálogos e principalmente cotações/esclarecimentos técnicos dos
fornecedores e instaladores, principalmente dos fornecedores SICES e CAPSTONE.
5.1 Equipamentos
5.1.1 Sistema fotovoltaico
Sistemas fotovoltaicos são sistemas modulares que propiciam grande flexibilidade
de potências instaladas.
Os estudos foram baseados em características técnicas e preços praticados pela
SICES BRASIL (2016) em abril 2016. Para realizar a simulação e obtenção de
resultados em diferentes potencias foi realizado estudo correlação preço – potência
sobre a tabela de preços disponibilizada de várias potências entre 5,2 kWp e 104
kWp e obteve-se a função preço em relação à potência com uma boa correlação.
A adoção de fórmula de preço em função da potência obtida pela correlação dos
diversos preços possibilitou a realização de um único modelo para sistema
fotovoltaico, propiciando a obtenção de resultados para qualquer potência entre 5,2
kWp e 104 kWp. A Tabela 6 apresenta as principais características dos kits dos
sistemas fotovoltaicos estudados.
48
Tabela 6 - Características técnicas e custos dos kits dos sistemas fotovoltaico
Fonte: Elaborado pelo Autor, 2016.
5.1.2 Microturbinas a gás
Adotaram-se simulações nas potências de 30 e 65kW em cogeração a GN por
serem potências disponíveis no mercado.
Os estudos foram baseados em características técnicas e cotações de microturbinas
Capstone, ICHP, HPNG, GC, INDPKG, UL (com recuperador de calor integrado).
Segundo o fabricante Capstone, trata-se de um sistema de energia robusto que
produz energia elétrica confiável e atinge emissões ultrabaixas através do uso do
combustível gás natural. Estas microturbinas são fornecidas em containers de
dimensões reduzidas propiciando a instalação em pequenos espaços livres.
A Tabela 7 apresenta as principais características da microturbina Capstone C30 e
C65.
10,4 kWp 52 kWp 104 kWpPainéis Canadian Solar 60 CELLS
260W P-SI (1º Lote Abril 2016)
40 painéis 200 painéis 400 painéis
Inversor ABB – TL -
OUTD Trifásico 1 inversor ABB
PVI-10.02 inversores ABB
TRIO-27.6 3 inversores ABB
PRO 33.0
Perfil metálico, String Box,
terminais, cabos, concectores,
1 Conjunto 1 Conjunto 1 Conjunto
Preço / kW Preço Kit / kW = 5.697,3 x Potência-0,067 (R² = 0,9204)
49
Tabela 7 - Características técnicas e custos das microturbinas
Fonte: CAPSTONE, 2016
Saída de Potência Elétrica 30kW 65kW
Voltagem 400 – 480 VAC 400 – 480 VAC
Serviço Elétrico 3 Fases, 4 fios 3 Fases, 4 fios
Frequência
50/60 Hz, Operação conectada à rede
10–60 Hz, Operação
isolada
50/60 Hz, Operação conectada à rede
10–60 Hz, Operação
isolada
Corrente de Saída Máxima
46A, operação conectada à rede
46A, operação isolada
100A, operação conectada à rede 100A, operação
isolada
Eficiência Elétrica LHV 26% 29%
Gás natural 30,7– 47,5 MJ/m3 30,7– 47,5 MJ/m3
Pressão de Entrada 379– 414 kPa 517– 552 kPa
Fluxo de Combustível HHV 457 MJ/h 888 MJ/h
Taxa Líquida de Calor LHV 13,8 MJ/kWh 12,4 MJ/kWh
Emissões de NOx @ 15% O2
< 8 mg/m3 < 8 mg/m3
Nox / Saída Elétrica e Térmica (5)(6)
0.22 g/bhp-h 0.06 g/bhp-h
Fluxo de Gás de Exaustão 0.31 kg/s 0.51 kg/s
Temperatura dos Gases de Exaustao
275°C 311°C
(Recuperação de Calor Contornado)
Largura x Profundidade x Altura
0.76 x 1.5 x 1.8 m 0.76 x 2.2 x 2.6 m
Peso – Modelo Conectado à
Rede 405 kg 1090 kg
Peso – Modelo de Modo
Duplo 578 kg 1450 kg
Preço R$ 8.393,05 / kW R$ 7.298,31 / kW
Características de Exaustão
Características do Combustível / Motor
Performance Elétrica
Dimensões, Peso, Custo
50
5.2 Energia elétrica disponibilizada
A energia elétrica disponível para consumo depende do fator de capacidade, fator de
envelhecimento anual, fator de disponibilidade, sombreamento, desvio de ajuste
azimutal e perdas no sistema (perda nos inversores/transformadores, perda na
fiação, perda por ajuste de posição, ...).
A simulação contempla a utilização total da energia gerada, ou seja, a demanda da
instalação é superior à geração mensal. A energia complementar necessária será
fornecida pelo sistema convencional (distribuidora de energia elétrica).
Para o fator de capacidade das plantas solares considerou-se o fator de 0,163 que é
o potencial médio disponível em Belo Horizonte. Na cogeração de 30kW o fator de
capacidade foi limitado em 50% e na de 65kW em 40% nos casos de alimentação
em baixa tensão pois usuários que demandam energia superior a 15.000 kWh/mês
geralmente são alimentados em alta tensão pois estas apresentam um custo de
tarifa mais atrativos (inferior aos praticados na baixa tensão). A energia elétrica
gerada na cogeração é função do fator de capacidade considerado, ou seja, teremos
diferenciação de energia para sistemas em baixa tensão dos de alta tensão.
A perda média nos inversores já com autotransformadores é de aproximadamente
4%, e a perda por ajuste de posição é de aproximadamente 2,5%, sendo estes
fatores aplicáveis somente em sistemas fotovoltaicos. Um bom projeto de instalação
é dimensionado para limitar as perdas na fiação em 2%. Para fator de
disponibilidade anual foi considerado ausência de produção de 1 dia/ano no sistema
fotovoltaico (364/365) e 5 dias/ano na cogeração (360/365). A vida útil dos
equipamentos informada pelos fabricantes é de 25 anos para sistemas fotovoltaicos
e de 15 anos para cogeração. A Tabela 8 apresenta os parâmetros considerados na
simulação e os valores de energia elétrica obtidos.
51
Tabela 8 - Parâmetros considerados e valores de energia elétrica obtidos
Fonte: Elaborado pelo Autor, 2016.
5.3 Energia térmica disponibilizada
A energia térmica (calor) será disponibilizada somente em cogeração e depende do
fator de capacidade considerado, fator de envelhecimento anual, fator de
disponibilidade e perdas no sistema (perda por transmissão do calor). O ideal é a
Solar 10,4kWp Solar 52kWp Solar 104kWp Cogeração 30kW Cogeração 65kW
Fator de Capacidade BT (AT)
0,163 0,163 0,1630,5 em BT (1 em AT)
0,4 em BT (1 e m AT)
Fator de envelhecimento anual
0,50% 0,50% 0,50% 0,50% 0,50%
Perda nos inversores / autotransf.
4% 4% 4% N.A. N.A.
Perda na Fiação 2% 2% 2% 2% 2%
Perda ajuste de posição 1% 1% 1% N.A. N.A.
Fator de disponibilidade99,73 %
(364/365)99,73 %
(364/365)99,73 %
(364/365)98,63 %
(360/365)98,63 %
(360/365)
Vida Útil considerada (*) 25 anos 25 anos 25 anos 15 anos 15 anos
Energia Inicial (kWh/mês)
1.131 5.659 11.31910.613
(21.256)18.396
(45.990)
Energia 60º mês (kWh/mês)
1.104 5.522 11.045 10.315 (20.710)
17.949 (44.873)
Energia 120º mês (kWh/mês)
1.076 5.386 10.77210.099
(20.199)17.505
(43.764)
Energia 180º mês (kWh/mês)
1.050 5.253 10.5949.850
(19.700)17.073
(42.684)
Energia 240º mês (kWh/mês)
1.024 5.123 10.506 N.A. N.A.
Energia 300º mês (kWh/mês)
999 4.996 9.993 N.A. N.A.
Consumo de GN
(m3/kWh)N.A. N.A. N.A. 0,37 0,37
52
instalação do sistema o mais próximo possível do ponto de demanda térmica. Os
estudos consideraram perda de calor na tubulação em 3% e taxa de aumento de
consumo de combustível em 1% ao ano. A Tabela 9 apresenta os parâmetros
considerados na simulação e os valores de energia térmica obtido.
Tabela 9 - Parâmetros considerados e valor de energia térmica obtido
Fonte: Elaborado pelo Autor, 2016.
A simulação contempla a utilização total do calor gerado, ou seja, a demanda da
instalação deverá ser superior à geração mensal. O calor complementar será
fornecido pelo sistema convencional (aquecedores de passagem).
5.4 Custo evitado de energia elétrica
Na geração distribuída, com estrutura de compensação de energia, o custo praticado
pela concessionária é um dos principais fatores que influenciam na avaliação
econômica pois a economia mensal é o custo evitado de energia elétrica que seria
necessário caso não houvesse o sistema de autoprodução. Os valores de tarifas
praticados dependem dos impostos praticados em cada estado, da concessionária e
grupo de tarifa.
Cogeração 30kW
Cogeração 65kW
Fator de Capacidade BT (AT)
0,5 em BT( 1 em AT )
0,4 em BT ( 1 em AT )
Fator de envelhecimento anual
0,50% 0,50%
Perda de calor tubulação
3% 3%
Energia Inicial (kWh/mês) - BT (AT)
19.011 (28.022)
32.953 (82.384)
Energia 60º mês (kWh/mês) - BT (AT)
18.550 (37.100)
32.153 (80.383)
Energia 120º mês (kWh/mês) - BT (AT)
18.091 (36.182)
31.359 (78.398)
Energia 180º mês (kWh/mês) - BT (AT)
17.645 (35.290)
30.584 (76.462)
Fator aumento consumo anual
1% 1%
53
Para clientes alimentados em alta tensão existem diferentes grupos de tarifas, A1 a
A4, dependendo no nível de tensão de fornecimento. Clientes alimentados em
13,8kV podem optar pela tarifa A4 Azul, na qual a tarifa de energia em horário de
ponta e fora de ponta são próximas, porém com um custo demanda contratada
praticado fora de ponta mais elevado que os da fora de ponta, A4 Verde com
demanda única porem custo de energia em horário de ponta mais elevado, e A4
convencional cuja tarifa em horário de ponta e fora de ponta é único, inclusive para
demanda.
O horário de ponta corresponde a 3 horas diárias consecutivas, com exceção de
sábado, domingo e feriados definidos por lei federal. Geralmente o intervalo é entre
18 e 21 h (19 às 22 h em horário de verão).
Os clientes comerciais e industriais de pequeno porte são alimentados em baixa
tensão (Grupo B). Nesta modalidade os custos praticados para energia em horário
de ponta e fora de ponta não possuem diferenciação e não há cobrança para a
demanda contratada. A Tabela 10 apresenta o valor de tarifa praticado pela CEMIG
para consumidores do Grupo B1 – Residencial e A4 (13,8kV). Para fins de custo
evitado deve-se considerar o preço de tarifa com impostos.
Tabela 10 - Tarifa praticada pela CEMIG aos consumidores B1 Residencial e A4
GRUPO B
SEGMENTO UNIDADE TARIFAS
RESOLUÇÃO Nº 2.076/2016
Tarifas com PASEP/COFINS e ICMS
(18%), EXCETO RESIDENCIAL (30%)
B1 - RESIDENCIAL R$/MWh 531,22 831,98121
A4 – 13,8kV – VERDE - DEMANDA ÚNICA R$/kW 9,06 11,94462
A4 – 13,8kV – VERDE - CONSUMO PONTA R$/MWh 1221,63 1610,58668
A4 – 13,8kV – VERDE - CONSUMO FORA PONTA R$/MWh 325,28 428,84641
Fonte: CEMIG, 2016.
54
5.5 Custo evitado de energia térmica (aplicável à cogeração)
Em sistemas de cogeração, o custo praticado pelas concessionárias de fornecimento
de combustível utilizado para aquecimento influencia significativamente no resultado
pois a economia mensal é o custo evitado de energia térmica que seria necessária
caso não houvesse o sistema de autoprodução em cogeração.
Para a simulação foi considerado o consumo de gás natural em aquecedores de
passagem pois este modelo é adotado com frequência em hotéis, motéis, edifícios
residenciais entre outros. O aquecedor BOSCH GWHO 525CTE apresenta um
consumo de 3,57 m3/h de gás natural (GN) para produção de 39,5 kW, ou seja,
apresenta um consumo de 0,0904 m3/kWh. A Tabela 11 apresenta os principais
dados do aquecedor GWHO 525CTE. A tarifa do combustível industrial apresenta
custo variável em função do consumo e as simulações consideram que o consumo
adicional de GN industrial para aquecimento via aquecedores de passagem será
apenas para complementação de energia térmica.
Tabela 11 - Dados do aquecedor de passagem GWHO 525CTE
Fonte: BOSCH, 2016.
55
Similarmente à energia elétrica, os valores de tarifas praticados dependem dos
impostos praticados em cada estado, da concessionária, grupo de tarifa e faixa de
consumo. A Tabela 12 apresenta a tarifa praticada pela GASMIG em consumidores
Industriais.
Tabela 12 - Tarifa praticada pela GASMIG para consumidores Industriais
Fonte: GASMIG, 2016.
O consumo evitado de gás natural para condição de capacidade máxima de uma
microturbina C65 é de aproximadamente 7.600 m3/mês (3.800 m3/quinzena) em
aquecimento de passagem, ou seja, uma tarifa de aproximadamente R$ 1,77/m3 de
56
gás natural. Para o caso da microturbina C30 o consumo evitado de gás natural para
condição de capacidade máxima é de aproximadamente 3.500 m3/mês (1.750
m3/quinzena), equivalente a R$ 2,03/m3.
Para fins de custo evitado deve-se considerar o preço de tarifa com impostos.
5.6 Custo de combustível (aplicável à cogeração)
Na cogeração, o custo do combustível é o principal fator que influencia na avaliação
econômica, pois, este parâmetro impacta diretamente no custo da energia gerada. O
valor da tarifa praticado depende do patamar de consumo e da concessionária
distribuidora. Na Tabela 13 é apresentado o valor praticado pela GASMIG em Belo
Horizonte para consumidores de cogeração. Para simulação deve-se considerar os
custos com impostos.
O consumo de gás natural para condição de capacidade máxima de uma
microturbina C65 é de aproximadamente 17.000 m3/mês. Para microturbina C30 o
consumo em capacidade máxima é de aproximadamente 7.700 m3/mês, ou seja,
ambas terão uma tarifa de aproximadamente R$ 1,55/m3 de gás natural mais um
termo fixo de disponibilidade no valor de R$ 298,29.
Tabela 13 - Preços praticado pela GASMIG em consumidores de cogeração
Fonte: GASMIG, 2016.
57
O consumo de combustível informado pelo fabricante é de 0,37 m3/kWh. As
simulações consideraram o aumento mensal de consumo de combustível a uma taxa
de 1% ao ano proveniente do envelhecimento dos componentes do sistema.
5.7 Prazo para implantação
O prazo previsto para implantação de um novo empreendimento impacta
diretamente no cronograma de desembolso dos investimentos e, por consequência,
no resultado da análise econômico-financeira. Para os casos de micro e minigeração
distribuída onde geralmente são adotadas concepções com utilização de kits
disponibilizados no mercado de fácil instalação, os prazos são muito baixos,
aproximadamente um mês. Para este estudo considerou-se que o pagamento do
investimento será após a instalação, portanto o tempo de instalação não foi
considerado no estudo financeiro.
5.8 Investimento inicial
O orçamento total de uma planta pode ser agrupado em custo do espaço de
instalação, do sistema de geração fotovoltaico ou cogeração (Kit), do projeto de
instalação, serviços de instalação, adequações da instalação (medição bidirecional,
quadros de paralelismo, cabos de energia, proteção ...), BDI (administração central,
transporte, custos comerciais, marketing, comissão vendas, impostos) e lucro da
integradora.
Considerou-se neste estudo que não será necessário aquisição de área para
instalação do sistema, pois será utilizado área disponível (telhado, lajes, ...). A
Tabela 14 apresenta os custos estimados para investimento em geração fotovoltaica
e em cogeração.
58
Tabela 14 - Custos estimados de investimento
Fonte: Elaborado pelo Autor, 2016.
5.9 Financiamentos
Para o setor de energia elétrica existem diversos bancos que propiciam
empréstimos. Estes financiamentos são adequados para os investimentos de longo
prazo de maturação e um elevado volume de investimento.
Para as simulações foi considerado o sistema PRICE (parcela mensal constante) a
uma taxa de juros real de 9,35% a.a. (sem inflação), equivalente a 17% a.a.
considerando a inflação de 7% a.a.
5.10 Custo Mensal
Critério Adotado Solar 10,4kWp Solar 52kWp Solar 104kWpCogeração
30kWCogeração 65kW
Investimento Kit (R$)
Planilha preços fornedores Kit
50.647,87 227.352,75 434.071,42 251.791,62 474.390,00
Custos Serviços Instalação Kit (R$)
3 profissionais x 4 dias de 8 horas / 10 kWp (R$35/Hh)
3.494,40 17.472,00 34.944,00 10.080,00 21.840,00
Custos Serviços Adequação Instalação (R$)
3 profissionais x 3 dias de 8 horas / 10 kWp + 2.000
4.620,80 15.104,00 28.208,00 9.580,00 18.380,00
Custo Projeto (R$)
1 projetista x 2 horas / kWp + 2.000
3.456,00 9.280,00 16.560,00 6.200,00 11.100,00
BDI + Lucro Fornecedor (R$)
30% para fins de Adm. Central, Comercial, Vendas, Impostos e Lucro
18.665,72 80.762,62 154.135,03 83.289,48 157.713,00
Investimento Inicial (R$)
80.884,79 349.971,37 667.918,45 360.941,10 683.423,00
Custo KW instalado (R$ / kW)
7.777,38 6.730,22 6.422,29 12.031,37 10.514,20
59
Após o sistema entrar em funcionamento há os custos mensais de manutenção,
peças de reposição ou seguro, pagamento da parcela de financiamento
(amortização e juros) e para o caso da cogeração adicionalmente o relativo ao
consumo de gás natural.
O custo de operação e manutenção (O&M) para o novo empreendimento deve ser
calculado tendo-se por base as características dos equipamentos, materiais de
consumo e mão-de-obra de manutenção. A realização rotineira de limpeza,
verificação dos principais componentes e manutenção apropriada é fundamental
para conservação dos equipamentos e assegurar o desempenho do sistema.
Os componentes possuem vida útil e com o tempo devem ser substituídos para
assegurar o desempenho do sistema, portanto é necessário que mensalmente seja
realizado uma reserva financeira ou pagamento de seguro para atender eventuais
demandas de substituição de peças.
Para os sistemas fotovoltaicos os custos de operação e manutenção mensais foram
estimados em 1% a.a. do investimento no equipamento (kit) + R$ 100,00 relativos ao
custo de visita mensal. Importante realizar reserva financeira mensal equivalente a
2% a.a. do investimento do equipamento para atender substituição de peças. Os
inversores são equipamentos eletrônicos que mesmo dotados de proteções
adequadas podem queimar, e a vida útil média é de aproximadamente 10 anos.
Na cogeração os custos de operação e manutenção mensais foram estimados em
1% a.a. do investimento no equipamento + R$ 100,00 relativo ao custo de visita
mensal. Importante realizar reserva financeira mensal equivalente a 4% a.a.do
investimento do equipamento para atender manutenção preditiva e substituição de
peças pois este sistema requer substituição periódica de peças de custo mais
elevado.
As parcelas de financiamento foram calculadas com amortização em 48 meses.
Complementarmente foi simulada a opção Leasing com número de parcelas
compatível com a vida útil simulada, ou seja, 300 parcelas em sistemas solares e
180 parcelas para cogeração, ambos a taxa informada no item 5.9.
60
As despesas com combustível (cogeração) consideraram os valores apresentados
no item 5.6.
Na Tabela 15 são apresentados os custos mensais estimados na geração
fotovoltaica e na cogeração.
Tabela 15 - Custos mensais estimados
Fonte: Elaborado pelo Autor, 2016.
5.11 Taxa mínima de atratividade
A taxa mínima de atratividade deverá corresponder a menor taxa de retorno que o
investidor estiver disposto a aceitar em um investimento de risco, para abrir mão de
um retorno certo, num investimento praticamente sem risco. Em investimentos em
infraestrutura do setor elétrico, principalmente pelas características de longo prazo,
segurança e estabilidade do fluxo de caixa, são admitidas TMA’s inferiores a
investimentos mais voláteis, apesar do risco inerente a projetos desta natureza.
Para o empreendimento do estudo de caso foi definida a TMA de 5% a.a. já
descontado o índice de inflação, equivalente a 12,35% a.a. incluindo a inflação
considerada de 7%. Esta TMA com inflação é similar a rentabilidade liquida
(descontado Imposto de Renda) oferecida atualmente pelos principais bancos nos
investimentos de CDB e fundos de baixo risco.
Solar 10,4 kWp Solar 52 kWp Solar 104 kWp30 kW
BT (AT)65 kW
BT (AT)
Combustível N.A N.A N.AR$ 6.323,69
(R$ 12.349,09)R$ 10.675,37
(R$ 26.240,98)Parcela de Financiamento
R$ 2.284,17 R$ 9.883,11 R$ 18.861,86 R$ 10.192,33 R$ 19.299,70
Parcela Leasing R$ 1.086,87 R$ 4.701,80 R$ 8.973,36 R$ 5.251,50 R$ 9.943,98
Manutenção R$ 142,21 R$ 289,46 R$ 461,73 R$ 309,83 R$ 495,33
Reposição peças (ou seguro)
R$ 84,41 R$ 378,92 R$ 723,45 R$ 839,31 R$ 1.581,30
TOTAL (fin. 48 meses)
R$ 2.510,79 R$ 10.551,49 R$ 20.047,04 R$ 17.665,16 (R$ 23.690,56)
R$ 32.051,70 (R$ 47.617,31)
TOTAL (leasing) R$ 1.313,49 R$ 5.370,18 R$ 10.158,54 R$ 12.724,33 (R$ 18.749,73)
R$ 22.695,98 (R$ 38.261,59)
61
5.12 Impostos
Para o investimento foi considerada a incidência de impostos (ICMS, PIS/COFINS,
ISS, IPI, ...). Considerou-se nas simulações o benefício de tributação de ICMS sobre
a energia injetada na rede, ou seja, apenas sobre a diferença positiva entre a
energia consumida e a energia injetada pelo micro e mini geradores. Assim, toma-se
como custo evitado o preço da energia praticada pela concessionária com impostos.
5.13 Economia mensal
A economia mensal é variável pois depende do valor presente da parcela de
financiamento, da quantidade de energia disponibilizada que é decrescente ao longo
do tempo devido a depreciação, reajuste anual de tarifa, etc.…. As simulações
consideraram as premissas descritas na Tabela 16.
Tabela 16 - Premissas iniciais do estudo financeiro
Fonte: Elaborado pelo Autor, 2016.
Parâmetro Valor Considerado
Preço Energia Concessionária (R$/kWh) - custo evitado em BT 0,83
Preço Energia Concessionária (R$/kWh) - custo evitado em ATfora de ponta / ponta - (A4-Verde)
0,43 / 1,61
Preço do combustível (gás natural) para aplicação industrial
(R$/m3) - 30 kW / 65 kW2,03 / 1,77
Preço do combustível (gás natural) para aplicação em
cogeração (R$/m3)1,55
Custo de disponibilidade combustível (R$/mês) 298,29
Taxa de Juros (%) anual 9,35
Taxa de Inflação (%) anual 7
Taxa de Atratividade Minima (%) anual 5
15 anos para cogeração
25 anos para fotovoltaica
48 parcelas para financiamento
Vida Útil para Leasing
Reajuste % da tarifa de energia elétrica (em relação à inflação) 0
Reajuste % da tarifa de gás natural (em relação à inflação) 0
Número Parcelas do Financiamento / Leasing
Vida Útil
62
6 SIMULAÇÃO E ANÁLISE DOS RESULTADOS
6.1 Introdução
A análise econômica se baseia na comparação do custo evitado da energia elétrica
fornecido pela concessionária e o custo evitado de gás natural em sistemas de
aquecimento com os investimentos iniciais ou financiamento, custos de O&M,
combustível e custo de capital quando o fluxo mensal não é positivo em aplicações
de geração distribuída para diferentes capacidades instaladas.
Para a análise de viabilidade do empreendimento foi adotado o método do fluxo de
caixa descontado e calculados o VPL, a TIR e o Payback. O objetivo principal é
detectar a viabilidade ou não de cada cenário e propor alternativas que propiciem a
melhoria dos resultados. A Tabela 17 mostra as alternativas simuladas.
O cálculo do VPL foi baseado na condição de financiamento em 48 meses e
alternativamente na vida útil, sem necessidade investimento inicial com capital
próprio para instalação do sistema. O fluxo de caixa quando negativo (custo evitado
de tarifa de energia elétrica inferior ao custo mensal) é ajustado pela TMA do
investidor já que haverá necessidade de aporte financeiro para o mesmo e o custo
do capital deverá ser considerado.
Para propiciar comparação com a TMA, o cálculo da TIR considerou investimento
com capital próprio (sem financiamento). Neste caso o fluxo de caixa foi descontado
pela inflação, portanto do valor de TIR obtido não considera a inflação. A
comparação de investimento em geração comparada a rentabilidade em
investimentos financeiros deverá incorporar a inflação pois os índices informados
nas tabelas de rentabilidade de investimentos não costumam apresentar índices
descontados da inflação.
O payback considerou fluxo de caixa descontado pela inflação incluindo a TMA,
propiciando desta forma uma avaliação de tempo para recuperar o investimento
realizado considerando que este investimento pode seria remunerado pela TMA
caso não fosse aportado na geração.
63
Tabela 17 - Alternativas simuladas
Fonte: Elaborado pelo Autor, 2016.
6.2 Resultados
O Gráfico 4 mostra a economia mensal (valor presente) de uma planta fotovoltaica
de 10,4 kWp financiada em 48 meses. O Gráfico 5 mostra a economia mensal para
esta mesma planta considerando adoção de leasing durante toda a vida útil do
equipamento, ou seja, 300 meses.
Alternativa FontePotência Instalada
Classe tensão
consumidor
Financia-mento
Valor Investimento
Cenário 1aPainel
Fotovoltáico10,4 kWp BT 48 meses R$ 80.884,79
Cenário 1bPainel
Fotovoltáico10,4 kWp BT
Leasing 300 meses
R$ 80.884,79
Cenário 2aPainel
Fotovoltáico52 kWp BT 48 meses R$ 349.971,45
Cenário 2bPainel
Fotovoltáico52 kWp BT
Leasing 300 meses
R$ 349.971,45
Cenário 3aPainel
Fotovoltáico104 kWp BT 48 meses R$ 667.918,45
Cenário 3bPainel
Fotovoltáico104 kWp BT
Leasing 300 meses
R$ 667.918,45
Cenário 4a Cogeração 30 kW BT 48 meses R$ 360.941,10
Cenário 4b Cogeração 30 kW BTLeasing 180
mesesR$ 360.941,10
Cenário 5a Cogeração 65 kW BT 48 meses R$ 683.423,00
Cenário 5b Cogeração 65 kW BTLeasing 180
mesesR$ 683.423,00
Cenário 6a Cogeração 30 kW AT 48 meses R$ 360.941,10
Cenário 6b Cogeração 30 kW ATLeasing 180
mesesR$ 360.941,10
Cenário 7a Cogeração 65 kW AT 48 meses R$ 683.423,00
Cenário 7b Cogeração 65 kW ATLeasing 180
mesesR$ 683.423,00
64
Fonte: Elaborado pelo Autor, 2016.
Pode-se observar que durante o período de financiamento (48 meses) a economia
mensal é inferior ao investimento mensal, portanto haverá necessidade de
desembolso financeiro durante o período de financiamento, sendo que os primeiros
meses demandam um desembolso inicial de aproximadamente R$1.571/mês.
Fonte: Elaborado pelo Autor, 2016.
Gráfico 4 - Economia mensal fotovoltaica 10,4kWp – Cenário 1a
Gráfico 5 - Economia mensal fotovoltaica 10,4kWp – Cenário 1b
65
Na opção Leasing após 84 meses (7anos) a economia mensal supera as despesas
mensais, e os primeiros meses demandam um desembolso inicial de
aproximadamente R$374,00/mês.
O Gráfico 6 apresenta a economia mensal (valor presente) obtida pela planta
fotovoltaica de 104kWp na condição leasing 300 meses.
Fonte: Elaborado pelo Autor, 2016.
Pode-se observar que após 24 meses da implantação já é possível obtenção de
resultados positivos de economia mensal, sendo que os primeiros meses demandam
um baixo desembolso em relação ao porte em questão (inferior a R$ 800,00/mês).
Foi avaliado o fluxo de caixa do investidor em função da vida útil estimada do
sistema, portanto 25 anos para sistema de geração fotovoltaica e de 15 anos para
cogeração. A Tabela 18 apresenta os resultados obtidos nas simulações.
Gráfico 6 - Economia mensal fotovoltaica 104kWp – Cenário 3b
66
Tabela 18 - Resultados financeiros obtidos nas simulações
Fonte: Elaborado pelo Autor, 2016.
Pode-se observar que em plantas fotovoltaicas a taxa interna de retorno melhora
com o aumento a potência instalada. O valor presente líquido na condição de
financiamento em 48 meses é superior ao da condição leasing pois há pagamento
de juros em menor período, porém o investidor deverá desembolsar um valor
superior nos primeiros anos para o pagamento do financiamento.
A cogeração em sistemas de baixa tensão, devido a utilização parcial do fator de
capacidade (somente 50% na planta de 30kW e 40% na planta de 65kW), não
apresentou resultados atrativos em comparação à fotovoltaica considerando o
investimento inicial. No cenário 5b (cogeração 65 kW BT em Leasing 180 meses)
apresentou VPL negativo, portanto não viável. Comprova-se também na cogeração
que em sistemas alimentados em baixa tensão recomenda-se adotar sistema de
30kW já que este apresenta resultados superiores ao do sistema de 65kW e
demandam um investimento relativo inferior. O resultado da cogeração utilizando
microturbina 65 kW pelo fato do custo evitado em aquecimento não ter
comportamento linear (tarifa praticada no GN industrial utilizado em aquecimento
possui preço por faixas de consumo), apresentou resultados inferiores em relação ao
sistema de 30kW. Para a cogeração em sistemas alimentados em alta tensão
(cenário 6a, 6b, 7a e 7b) em bandeira tarifária A4 (13,8 kV) Verde, trabalhando com
o fator de capacidade de 100%, os resultados foram atrativos em clientes que
demandam energia em horário de ponta. A simulação considerou custo evitado da
energia em R$ 0,43 / kWh em horário fora de ponta e R$ 1,61 / kWh em horário de
TIR (% a.a) 8,91 12,99 14,12 11,83 8,20 10,04 9,70
Payback (meses) 167 114 104 102 132 111 113
VPL (1) (R$) 65.456 603.652 1.314.147 228.021 148.987 141.372 236.922
VPL (2) (R$) 18.516 404.933 921.433 118.389 -61.908 36.179 38.415
Cogeração 30kW - AT
Cogeração 65kW - AT
TIR (%a.a) - Taxa interna de retorno acima da inflação
Payback considerando utilização de capital do empreendedor a uma taxa de desconto igual a TMA (5% a.a.)
VPL (1) – Considerando financiamento em 48 parcelas, acumulado em 15 anos para a cogeração e 25 anos para fotovoltaico.
Fotovoltaico 10,4kWp
Fotovoltaico 52 kWp
Cogeração 30kW - BT
Cogeração 65kW - BT
Fotovoltaico 104 kWp
VPL (2) – Considerando leasing durante toda a vida útil, acumulado em 15 anos para a cogeração e 25 anos para fotovoltaico.
67
ponta. Para o cálculo do payback foi realizada análise do fluxo de caixa descontado
pela TMA, considerando recursos financeiros totais do investidor, ou seja, sem
financiamento. O Gráfico 7 apresenta a curva do fluxo de caixa de uma planta
fotovoltaica de 10,4 kWp financiada em 48 meses (cenário 1a).
Gráfico 7 - Payback fotovoltaica 10,4 kWp
Fonte: Elaborado pelo Autor, 2016.
Pode-se constatar que o payback foi de 167 meses (em torno de 14 anos), cenário
que apresentou o período mais elevado.
Muitos revendedores e instaladores de sistema de autoprodução de energia
repassam informação de payback em 7 anos ou menos na fotovoltaica e 3 anos na
cogeração, pois consideram um fator de inflação energética elevado (utilizam
aumento da tarifa sem descontar inflação) e não consideram em seus cálculos a
TMA e alguns custos de O&M.
6.3 Sensibilidade do VPL (Tornado)
Para avaliação da sensibilidade do resultado do VPL em relação a variação dos
principais parâmetros foram geradas estimativas otimistas e pessimistas para cada
parâmetro, variando-os um a um em +10% e -10%, exceto o reajuste de energia e
68
combustível em relação à inflação que foi estabelecido em +1% e -1%. O resultado
do VPL considera financiamento do investimento em 48 meses. A Tabela 19
apresenta os resultados obtidos na geração fotovoltaica e a Tabela 20 os resultados
obtidos na cogeração.
Tabela 19 - VPL para estimativas otimistas e pessimistas na geração fotovoltaica
Fonte: Elaborado pelo Autor, 2016.
Para os sistemas fotovoltaicos observa-se uma alta sensibilidade ao custo de
energia (custo evitado) e reajuste de tarifa de energia. A inflação influenciou muito
pouco no VPL pois com aumento da inflação há aumento correspondente de tarifas
que aumentam o custo evitado. A TMA também influenciou pouco pois este
parâmetro é utilizado no VPL somente para custo capital, ou seja, em períodos em
que a economia mensal é inferior às despesas mensais (primeiros meses). A taxa de
juros, por incidir somente durante o período de financiamento (48 meses),
influenciou pouco no resultado do VPL.
Otimista Provável Pessimista Otimista Provável Pessimista
Custo Energia (R$/kWh) 0,913 0,830 0,747 98,191 65,455 28,158
FC 0,179 0,163 0,147 97,612 65,455 28,914
Reaj. Energia (% a.a) 1 0 -1 98,820 65,455 34,732
Investimento (kR$) 72,797 80,885 88,974 83,492 65,455 45,002
O&M (kR$) 0,204 0,227 0,249 74,082 65,455 56,563
TMA 4,5 5,0 5,5 69,731 65,455 60,647
Taxa de Juros (% a.a) 8,411 9,346 10,281 68,424 65,455 62,425
Inflação (% a.a) 6,3 7,0 7,7 66,053 65,455 64,861
Otimista Provável Pessimista Otimista Provável Pessimista
Custo Energia (R$/kWh) 0,913 0,830 0,747 747,524 603,6517 453,336
Reaj. Energia (% a.a) 1 0 -1 759,647 603,6517 466,816
FC 0,179 0,163 0,147 744,917 603,6517 456,184
Investimento (kR$) 72,797 80,885 88,974 665,590 603,6517 537,143
O&M (kR$) 0,602 0,668 0,735 625,638 603,6517 581,531
Taxa de Juros (% a.a) 8,411 9,346 10,281 613,638 603,6517 593,542
TMA 4,5 5,0 5,5 612,487 603,6517 594,247
Inflação (% a.a) 6,3 7,0 7,7 606,799 603,6517 600,529
Otimista Provável Pessimista Otimista Provável Pessimista
Reaj. Energia (% a.a) 1 0 -1 1623,944 1314,147 1043,269
Custo Energia (R$/kWh) 0,913 0,830 0,747 1596,732 1314,147 1021,523
FC 0,179 0,163 0,147 1591,593 1314,147 1027,036
Investimento (kR$) 72,797 80,885 88,974 1427,662 1314,147 1193,209
O&M (kR$) 1,067 1,185 1,304 1352,360 1314,147 1275,773
Taxa de Juros (% a.a) 8,411 9,346 10,281 1332,396 1314,147 1295,700
TMA 4,5 5,0 5,5 1328,343 1314,147 1299,156
Inflação (% a.a) 6,3 7,0 7,7 1320,524 1314,147 1307,824
VPL ( kR$ )
Cenário 2aFotovoltáica 52 kWp VPL ( kR$ )
Cenário 3aFotovoltáica 104 kWp VPL ( kR$ )
Cenário 1aFotovoltáica 10,4 kWp
69
Tabela 20 - VPL para estimativas otimistas e pessimistas na cogeração
Fonte: Elaborado pelo Autor, 2016.
Otimista Provável Pessimista Otimista Provável Pessimista
Custo Energia (R$/kWh) 0,913 0,83 0,747 396,960 228,021 40,559
Combustível (R$/m3) 1,404 1,56 1,716 354,841 228,021 91,937
FC 0,55 0,5 0,45 340,274 228,021 107,904
Reaj. Energia (% a.a) 1 0 -1 333,288 228,021 128,367
Investimento (kR$) 324,829 360,921 397,013 288,798 228,021 162,992
Reajuste Combustível (% a.a) -1 0 1 267,118 228,021 185,353
O&M (kR$) 1,034 1,149 1,264 251,511 228,021 204,235
Taxa de Juros (% a.a) 8,411 9,346 10,281 237,804 228,021 218,123
TMA (%) 4,5 5,0 5,5 235,116 228,021 220,536
Inflação (% a.a) 6,3 7,0 7,7 230,014 228,021 226,040
Otimista Provável Pessimista Otimista Provável Pessimista
Custo Energia (R$/kWh) 0,913 0,83 0,747 466,876 148,987 -222,044
Combustível (R$/m3) 1,404 1,56 1,716 388,848 148,987 -124,182
FC 0,44 0,4 0,36 346,355 148,987 -73,245
Reaj. Energia (% a.a) 1 0 -1 343,716 148,987 -47,751
Investimento (kR$) 615,081 683,423 751,765 280,302 148,987 3,516
Reajuste Combustível (% a.a) -1 0 1 228,796 148,987 59,666
O&M (kR$) 1,869 2,077 2,284 196,363 148,987 100,271
TMA (%) 4,5 5,0 5,5 171,267 148,987 124,765
Taxa de Juros (% a.a) 8,411 9,346 10,281 170,397 148,987 127,205
Inflação (% a.a) 6,3 7,0 7,7 152,315 148,987 145,666
Otimista Provável Pessimista Otimista Provável Pessimista
Combustível (R$/m3) 1,404 1,56 1,716 394,872 141,372 -167,513
Custo Energia (R$/kWh) 0,47 / 1,77 0,43 / 1,61 0,39 / 1,45 362,449 141,372 -125,476
Reaj. Energia (% a.a) 1 0 -1 279,434 141,372 4,465
FC 1 1 0,9 141,372 141,372 8,231
Reajuste Combustível (% a.a) -1 0 1 217,321 141,372 56,572
Investimento (kR$) 324,829 360,921 397,013 204,807 141,372 72,067
O&M (kR$) 1,034 1,149 1,264 165,691 141,372 116,578
TMA (%) 4,5 5,0 5,5 151,658 141,372 130,932
Taxa de Juros (% a.a) 8,411 9,346 10,281 149,559 141,372 132,640
Inflação (% a.a) 6,3 7,0 7,7 143,171 141,372 139,582
Otimista Provável Pessimista Otimista Provável Pessimista
Combustível (R$/m3) 1,404 1,56 1,716 784,533 236,922 -441,615
Custo Energia (R$/kWh) 0,47 / 1,77 0,43 / 1,61 0,39 / 1,45 714,637 236,922 -350,534
Reaj. Energia (% a.a) 1 0 -1 536,393 236,922 -68,938
Reajuste Combustível (% a.a) -1 0 1 420,139 236,922 28,094
FC 1 1 0,9 236,922 236,922 21,245
Investimento (kR$) 615,081 683,423 751,765 357,970 236,922 103,806
O&M (kR$) 1,034 1,149 1,264 281,200 236,922 191,731
Taxa de Juros (% a.a) 8,411 9,346 10,281 256,589 236,922 216,934
TMA (%) 4,5 5,0 5,5 252,720 236,922 220,030
Inflação (% a.a) 6,3 7,0 7,7 240,256 236,922 233,597
Cenário 6aCogeração 30 kW - AT VPL ( kR$ )
Cenário 7aCogeração 65 kW - AT VPL ( kR$ )
Cenário 4aCogeração 30 kW - BT VPL ( kR$ )
Cenário 5aCogeração 65 kW - BT VPL ( kR$ )
70
O Gráfico 8 apresenta uma forma que facilita a visualização do comportamento da
variação do VPL frente as variações de cada parâmetro em uma planta fotovoltaica
de 104kV (cenário 3a). O Gráfico 9 apresenta o diagrama de tornado da cogeração
30 kW BT (cenário 4a).
Gráfico 8 - Diagrama de Tornado – Fotovoltaica 104 kWp (Cenário 3a)
Fonte: Elaborado pelo Autor, 2016.
Gráfico 9 - Diagrama de Tornado – Cogeração 30 kW (Cenário 4a)
Fonte: Elaborado pelo Autor, 2016.
71
A linha central corresponde ao VPL provável. Os gráficos de tornado para os outros
cenários encontram-se no Apêndice B.
Para a cogeração observa-se uma alta sensibilidade ao custo de energia (custo
evitado) e ao combustível. A inflação influenciou muito pouco no VPL pois com
aumento da inflação tem-se aumento correspondente de tarifas que aumentam o
custo evitado. A TMA também influenciou pouco pois este parâmetro é utilizado no
VPL somente para custo capital, ou seja, em períodos em que a economia mensal é
inferior às despesas mensais (primeiros meses). Observa-se que na cogeração, em
exceção a cenário 30 kW BT (cenário 4a), pequenos decréscimos na tarifa de
energia ou aumento do combustível inviabilizam o projeto (VPL < 0).
6.4 Análise de sensibilidade
Considerando a volatilidade de alguns parâmetros ao longo da vida útil do sistema,
foram avaliados o comportamento do VPL por meio do fluxo de caixa do investidor,
com realização de mil simulações no modelo, cujas variáveis de entrada seguiram
uma sequência de números aleatórios em uma distribuição de probabilidade
uniforme. Os resultados, com distribuição de probabilidade da variável, são
mostrados nos gráficos seguintes para índices de confiança de 50%, 75%, 95% e
100%.
6.4.1 Volatilidade da tarifa de energia elétrica (custo evitado)
A tarifa de energia praticada pela concessionária, que é responsável pelo custo
evitado, é o parâmetro que mais influência no resultado. Para avaliar o
comportamento em relação às instabilidades ao longo do tempo, considerou-se que
as tarifas poderão sofrer reajustes entre -1% e +1% em relação à inflação.
O Gráfico 10 mostra a volatilidade do VPL da planta fotovoltaica de 10,4 kWp
(cenário 1a), O Gráfico 11 mostra a volatilidade do VPL da cogeração 30 kW, em
consumidores BT, com fator de capacidade 0,5 (cenário 4a). O Gráfico 12 mostra a
volatilidade do VPL da cogeração 65 kW, em consumidores alimentados em AT, com
fator de capacidade 1 (cenário 7a).
72
Gráfico 10 - Volatilidade do VPL frente a variações nos reajustes de tarifa de energia elétrica entre -1 e 1% em uma planta fotovoltaica de 10,4 kWp
Fonte: Elaborado pelo Autor, 2016.
Gráfico 11 - Volatilidade do VPL frente a variações nos reajustes de tarifa de energia elétrica entre -1 e 1% em sistemas de cogeração 30kW BT, FC 0.5
Fonte: Elaborado pelo Autor, 2016.
current50% 75% 95% 100%
VPL100,000
50,000
0
-50,000
-100,0000 75 150 225 300
Time (Month)
current50% 75% 95% 100%
VPL400,000
200,000
0
-200,000
-400,0000 45 90 135 180
Time (Month)
73
Gráfico 12 - Volatilidade do VPL frente a variações nos reajustes de tarifa de energia elétrica entre -1 e 1% em sistemas de cogeração 65 kW AT, FC 1.0
Fonte: Elaborado pelo Autor, 2016.
Observa-se que para geração fotovoltaica e cogeração 30kW BT (cenário 4a) o VPL
é sempre positivo caso o índice de reajuste de tarifa de energia se mantenha em -
1% a.a. em relação a inflação. Para a cogeração 65 kW AT (cenário 7a) pode-se
afirmar com 75% de confiança que o VPL será positivo.
6.4.2 Volatilidade do aproveitamento energético da irradiação solar
O fator de capacidade da planta fotovoltaica é o parâmetro que influencia
significativamente na energia disponibilizada. O correto posicionamento dos módulos
fotovoltaicos e o sombreamento afetam o fator de capacidade. Para avaliar o
comportamento em relação às instabilidades ao longo do tempo, considerou-se que
o aproveitamento energético poderá sofrer variação de +2,5% e -2,5%. O Gráfico 13
mostra a volatilidade do VPL da planta fotovoltaica de 10,4 kWp frente a variações
do aproveitamento energético ao longo da vida útil do sistema.
current50% 75% 95% 100%
VPL600,000
300,000
0
-300,000
-600,0000 45 90 135 180
Time (Month)
74
Gráfico 13 - Volatilidade do VPL frente variações do fator de capacidade entre -2,5 e 2,5% em uma planta fotovoltaica de 10,4 kWp – Cenário1a
Fonte: Elaborado pelo Autor, 2016.
Importante avaliar o melhor posicionamento dos módulos fotovoltaicos (direciona-los
para face norte com inclinação que propicie o melhor aproveito da irradiação solar),
minimizando o sombreamento. Falha de projeto e/ou execução prejudicará a fator de
capacidade, consequentemente o desempenho econômico deste investimento.
6.4.3 Volatilidade do aproveitamento energético e tarifa de energia elétrica
Para avaliar o comportamento em relação às instabilidades ao longo do tempo,
considerou-se que o aproveitamento energético poderá sofrer variação de -2,5% e
2,5% simultaneamente aos reajustes de tarifas entre -1 e +1% em relação à inflação.
O Gráfico 14 mostra a volatilidade do VPL da planta fotovoltaica de 10,4 kWp
(Cenário 1a) frente a variações do aproveitamento energético e reajuste de tarifas ao
longo da via útil do sistema.
current50% 75% 95% 100%
VPL80,000
40,000
0
-40,000
-80,0000 75 150 225 300
Time (Month)
75
Gráfico 14 - Volatilidade do VPL frente a variações do aproveitamento energético de -2,5 a 2,5% e reajuste de tarifas de energia elétrica de -1 a 1% da planta fotovoltaica de 10,4 kWp – Cenário 1a
Fonte: Elaborado pelo Autor, 2016.
Pode-se constatar que a volatilidade conjunta dos parâmetros altera a amplitude de
faixa de resultados, mesmo assim mantendo VPL positivo mesmo para as piores
condições.
6.4.4 Variação da tarifa de combustível (gás natural)
A tarifa de combustível (gás natural) praticada pela concessionária é um parâmetro
que deve ser avaliado. Para avaliar o comportamento em relação as instabilidades
ao longo do tempo, considerou-se que as tarifas do gás natural poderão sofrer
reajustes entre -1 e +1% em relação à inflação. O Gráfico 15 mostra a volatilidade do
VPL da cogeração 30 kW, em consumidores BT, com fator de capacidade 0,5, frente
a variações da tarifa de combustível ao longo da via útil do sistema. O Gráfico 16
mostra a volatilidade do VPL da cogeração 65 kW, em consumidores AT, com fator
de capacidade 1, frente a variações da tarifa de combustível ao longo da vida útil do
sistema.
current50% 75% 95% 100%
VPL100,000
50,000
0
-50,000
-100,0000 75 150 225 300
Time (Month)
76
Gráfico 15 - Volatilidade do VPL na cogeração 30 kW BT trabalhando com fator de capacidade 0,5 frente a variações da tarifa de combustível ao longo da via útil do sistema – Cenário 4a
Fonte: Elaborado pelo Autor, 2016.
Gráfico 16 - Volatilidade do VPL na cogeração 65 kW AT trabalhando com fator de capacidade 1 frente a variações da tarifa de combustível ao longo da vida útil do sistema – Cenário 7a
Fonte: Elaborado pelo Autor, 2016.
current50% 75% 95% 100%
VPL400,000
200,000
0
-200,000
-400,0000 45 90 135 180
Time (Month)
current50% 75% 95% 100%
VPL600,000
300,000
0
-300,000
-600,0000 45 90 135 180
Time (Month)
77
Pode-se observar claramente que a cogeração AT apresenta uma grande
volatilidade frente a variações de tarifa de combustível quando comparada a
sistemas de cogeração em baixa tensão.
6.4.5 Volatilidade conjunta da tarifa do combustível e tarifa de energia elétrica
Para avaliar o comportamento em relação às instabilidades ao longo do tempo,
considerou-se que a tarifa de combustível poderá sofrer variação de -1% e 1% e
tarifas de energia elétrica também poderão sofrer reajustes entre -1% e 1%
independentemente uma da outra. O Gráfico 17 mostra a volatilidade do VPL da
cogeração 30 kW BT trabalhando com fator de capacidade 0,5 frente a variações
nos reajustes das tarifas de energia elétrica e combustível ao longo da vida útil do
sistema.
Gráfico 17 - Volatilidade do VPL da cogeração 30 kW BT trabalhando com fator de capacidade 0,5 frente a variações nos reajustes das tarifas de energia elétrica e combustível ao longo da vida útil do sistema – Cenário 4a
Fonte: Elaborado pelo Autor, 2016.
current50% 75% 95% 100%
VPL400,000
200,000
0
-200,000
-400,0000 45 90 135 180
Time (Month)
78
O Gráfico 18 mostra a volatilidade do VPL da cogeração 65 kW AT trabalhando com
fator de capacidade 1 frente a variações nos reajustes das tarifas de energia elétrica
e combustível ao longo da vida útil do sistema.
Gráfico 18 - Volatilidade do VPL da cogeração 65 kW AT trabalhando com fator de capacidade 1 frente a variações nos reajustes das tarifas de energia elétrica e combustível ao longo da vida útil do sistema – Cenário 7a
Fonte: Elaborado pelo Autor, 2016.
Pode-se constatar que a volatilidade conjunta dos parâmetros altera a amplitude de
faixa de resultados. Somente na cogeração 30 kW BT (cenário 4a e 4b) o VPL se
mantém positivo frente às volatilidades consideradas. Os resultados da cogeração
em AT apresentaram pequena probabilidade de VPL negativo na cogeração AT.
current50% 75% 95% 100%
VPL600,000
300,000
0
-300,000
-600,0000 45 90 135 180
Time (Month)
79
7 CONCLUSÕES
Este estudo apresentou avaliação da viabilidade econômica da micro e minigeração
distribuída de energia elétrica a partir de painéis fotovoltaicos e sistema de
cogeração a GN em diferentes cenários, com a adoção da modelagem DS e
discriminação detalhada das variáveis que compõem o sistema. Junto com a análise
de Monte Carlo possibilitou avaliação do comportamento do VPL perante a
volatilidade das variáveis.
Os resultados mostraram que investimentos na geração distribuída utilizando painéis
fotovoltaicos e sistemas de cogeração a GN em sistemas de BT e AT 13,8kV (A-4
Verde) apresentam resultados atrativos em alguns cenários, principalmente em
casos onde é propiciado isenção de tributação do ICMS sobre a energia
compensada.
Devido à alta sensibilidade ao preço de tarifa de energia elétrica, fator de
capacidade e custo do combustível é necessário um estudo rigoroso das condições
de demanda requeridos para propiciar a escolha correta do sistema a ser instalado.
A retirada do benefício de isenção da tarifação de ICMS sobre a energia injetada na
rede poderá inviabilizar alguns cenários e o resultado dependerá do percentual
injetado no sistema, ou seja, do perfil de consumo de cada cliente.
São necessárias medidas governamentais para incentivo deste setor, pelas
vantagens que este tipo de geração apresenta, lembrando que além de contribuir
com o meio ambiente pode ser integrada à arquitetura das edificações. Assim,
tornam-se necessárias mudanças nas políticas e diretrizes definidas pelo Conselho
Nacional de Política Energética, que possui dentre suas atribuições, a função de
promover a atração de investimentos na produção de energia e a utilização de
fontes renováveis de energia.
Em resumo, para a viabilização na geração elétrica fotovoltaica e sistemas de
cogeração a gás natural, e atração de investimentos no setor, se torna necessária e
urgente a otimização na concepção dos sistemas (adequação das instalações para
recepção da geração distribuída), incentivos governamentais (principalmente quanto
80
a impostos), busca de eficiência para redução dos custos de O&M e melhoria nas
condições de financiamento (redução das taxas de juros) praticadas.
81
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88
APÊNDICE A – Diagrama de estoque e fluxo do modelo
CustoCombustivel
Custo Peças
Custo Manutenção
Custo Mensalcom parcela
Potência InstaladaInicial (kW)
InvestimentoInicial
Numerode
parcelas
Fator deCapacidade
PotênciaDisponibilizada
Paineis
Horas / mes
EnergiaDisponibilizada
Preço EnergiaSolar
Preço EnergiaConcessionária
Custo Evitadoda
Concessionaria
EconomiaMensal
SaldoDevedorEntrada
ParcelaFinanciamento
<ParcelaFinanciamento>
Potência comDegradação
Anual
Tx. Perda Anual
Revitalização Perda Mensal
Custo H.h
Custo KIT /kW
Serviço Adeq.Inst.
Serviço Inst.KIT
Invest. KIT
Custo do kW
Projeto
VPL
Economia ValorPresente
Tempo
Taxa DescontoMensal Inflação
Tx Juros einflaçãomensal
PotênciaDisponibilizada
PerdaInversores
Perda Fiação
Perda AjustePosição
TaxaJurosanual
FatorDisponibilidade
<InvestimentoInicial>VPL com parcela
Periodo FiscalTempo do
investimento inicial
mes reajusteindice para
reajuste
funçao pulso
Inflação anual
Indice Inflação
Inflação mensal
Reajuste Energia
Indice ReajusteEnergia
Preço Inicial EnergiaConcessionária
Lucro + BDIinstaladora
TMA
Custo Capital se nãohá economica
Economia semparcela
Tir formula capitaltotal investidor
<InvestimentoInicial>
TIR projeto semfinanciamento
Fluxo Caixa descontadopela TMA
PaybackPeriodoPayback
Economia Valor Presente
2,000
1,000
0
-1,000
-2,000
0 30 60 90 120 150 180 210 240 270 300Time (Month)
Economia Valor Presente : current R$
89
Custo comCombustivel
Custo Peças
Custo Manutenção
Custo Mensalcom parcela
Potência InstaladaInicial (kW)
InvestimentoInicial
Numerode
parcelas
Fator deCapacidade
PotênciaDisponibilizada
Gerador
Horas / mes
Energia EléticaDisponibilizada
Fora Ponta
Preço EnergiaCogeração
EnergiaConsumida
Preço EnergiaConcessionária
Fora Ponta
FaturaConcessionáriasem cogeração
ECONOMIAMENSAL
SaldoDevedorEntrada
ParcelaFinanciamento
<ParcelaFinanciamento>
Potência comDegradação
Anual
Tx. Perda Anual
Revitalização Perda Mensal
ECONOMIA MENSAL
2,000
0
-2,000
0 18 36 54 72 90 108 126 144 162 180Time (Month)
ECONOMIA MENSAL : current R$
Custo H.h
Custo KIT /kW
Serviço Adeq.Inst.
Servisão Inst.KIT
Invest. KIT
Custo do kW
Projeto
VPLEconomia Valor
Presente
Tempo
Taxa DescontoMensal Inflação
Tx Juros einflaçãomensal
PotênciaDisponibilizada
Perda Fiação
TaxaJurosanual
FatorDisponibilidade
<InvestimentoInicial>VPL com parcela
Periodo FiscalTempo do
investimento inicial
mes reajusteinflação
indice parareajuste
funçao pulso
Inflação anual
Indice Inflação
Inflação mensal
Reajuste Energia
Indice ReajusteEnergia
Preço InicialEnergia
ConcessionáriaFora Ponta
Consumoespecifico /
kWh
Preço Gás NaturalCogeração/m3
Custo Fixo GNdisponibilidade
Consumo MensalGN (m3)
Tx Aumento consumocombustivel mensal
<Tempo>
CalorDisponibilizado
Consumo sistaquec
convencional
Custo aquecimentoconvencional
Preço GNindustrial
ReajusteGN
Indice ReajusteGás Natural
Pay-Back
EnergiaTermica
Disponibilizada
Perda calortubulação
Lucro + BDIinstaladora
TMA
Custo Capital se nãohá economia
Economia semparcela
Tir formula capitaltotal investidor
Tir projeto semfinanciamento
Preço EnergiaConcessionaria
Ponta
Preço InicialEnergia
Concessionaria Ponta
Horas / mes Ponta
Horas/mesFora Ponta
EnergiaElétrica
DisponibilizadaPonta
90
APÊNDICE B – Diagramas de Tornado Diagrama de Tornado – Fotovoltaica 10,4 kWp – Cenário 1a
Fonte: Elaborado pelo Autor, 2016.
Diagrama de Tornado – Fotovoltaica 52 kWp – Cenário 2a
Fonte: Elaborado pelo Autor, 2016.
91
Diagrama de Tornado - Cogeração 65 kW em BT – Cenário 5a
Diagrama de Tornado - Cogeração 30 kW em AT – Cenário 6a
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Diagrama de Tornado – Cogeração 65 kW em AT – Cenário 7a
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APÊNDICE C – Programa
"Aux Pay-Back"=-Investimento Inicial+Parcela Financiamento+Economia Valor Presente Units: R$ Custo Capital se não há economica=IF THEN ELSE(VPL<0,(((1+((TMA)/100))^(1/12))-1)*VPL,0) Units: R$ Custo Combustivel=0*"Potência Instalada Inicial (kW)"*Indice Inflação Units: R$/Month Custo do kW=("Invest. KIT"+"Serviço Adeq. Inst."+"Serviço Inst. KIT"+Projeto)*(1+("Lucro + BDI instaladora" /100))/"Potência Instalada Inicial (kW)" Units: R$/kW Custo Evitado da Concessionaria=Energia Disponibilizada*Preço Energia Concessionária Units: R$ "Custo H.h"=35 Units: R$ "Custo KIT / kW"=5697.3*"Potência Instalada Inicial (kW)"^-0.067 Units: R$/kW Custo Manutenção=("Invest. KIT"*(1/100)/12+100)*Indice Inflação Units: R$/Month Custo Mensal com parcela=Custo Combustivel+Custo Manutenção+Custo Peças+Parcela Financiamento Units: R$/Month Custo Peças="Invest. KIT"*(2/100)/12*Indice Inflação Units: R$/Month Economia Mensal=Energia Disponibilizada*(Preço Energia Concessionária-Preço Energia Solar) Units: R$ Economia sem parcela=(Custo Evitado da Concessionaria-Custo Mensal com parcela+Parcela Financiamento )/((1+Taxa Desconto Mensal Inflação)^Tempo) Units: R$ Economia Valor Presente=Economia Mensal*1/((1+Taxa Desconto Mensal Inflação)^Tempo)+Custo Capital se não há economica Units: R$ Energia Consumida=Energia Disponibilizada Units: kWh/Month Energia Disponibilizada="Horas / mes"*Potência Disponibilizada*Fator Disponibilidade Units: kWh/Month Energia Necessária="Horas / mes"*Potência Necessaria kW Units: kWh/Month Entrada=Saldo Devedor*(Tx Juros e inflação mensal/100) Units: R$
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Fator de Capacidade=0.163 Units: Dmnl Fator Disponibilidade=364/365 Units: Dmnl FINAL TIME = 300 Units: Month Fluxo Caixa descontado pela TMA=Economia sem parcela/(((1+(TMA/100))^(1/12))^Tempo) Units: R$ funçao pulso=PULSE TRAIN(11, 1 , 12, 300 ) Units: **undefined** "Horas / mes"=24*30.5 Units: horas/Month Indice Inflação=(1+Inflação anual/100)^indice para reajuste Units: Dmnl indice para reajuste= INTEG ( mes reajuste,0) Units: **undefined** Indice Reajuste Energia=(1+(Reajuste Energia+Inflação anual)/100)^indice para reajuste Units: **undefined** Inflação anual=7 Units: Dmnl Inflação mensal=(((1+((Inflação anual)/100))^(1/12))-1)*100 Units: **undefined** INITIAL TIME = 0 Units: Month "Invest. KIT"="Custo KIT / kW"*"Potência Instalada Inicial (kW)" Units: R$ Investimento Inicial= INITIAL(Custo do kW*"Potência Instalada Inicial (kW)") Units: R$ "Lucro + BDI instaladora"=30 Units: Dmnl mes reajuste=funçao pulso Units: Dmnl Numero de parcelas=48 Units: Month odo Payback=Parcela Financiamento/((1+Taxa Desconto Mensal Inflação)^Tempo) Units: **undefined** Parcela de Amortização=Investimento Inicial/Numero de parcelas Units: R$ Parcela Financiamento=IF THEN ELSE(Numero de parcelas>Tempo,Investimento Inicial*((Tx Juros e inflação mensal /100)/(1-(1/((1+(Tx Juros e inflação mensal/100))^Numero de parcelas)))),0)
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Units: R$ Payback= INTEG (Fluxo Caixa descontado pela TMA,-Investimento Inicial) Units: **undefined** Perda Ajuste Posição=2.5 Units: Dmnl Perda Fiação=2 Units: Dmnl Perda Inversores=4 Units: Dmnl Perda Mensal=Potência com Degradação Anual*"Tx. Perda Anual"/12 Units: **undefined** Periodo Fiscal=1 Units: **undefined** Periodo Payback=IF THEN ELSE (Payback>0,Payback,0) Units: **undefined** Potência com Degradação Anual= INTEG (Revitalização-Perda Mensal,"Potência Instalada Inicial (kW)") Units: kW Potência Disponibilizada=Potência Disponibilizada Paineis*(1-((Perda Ajuste Posição+Perda Fiação+Perda Inversores)/100)) Units: kW Potência Disponibilizada Paineis=Fator de Capacidade*Potência com Degradação Anual Units: kW "Potência Instalada Inicial (kW)"=10.4 Units: **undefined** Potência Necessaria kW=20 Units: kW Preço Energia Concessionária=Preço Inicial Energia Concessionária*Indice Reajuste Energia Units: R$/kWh Preço Energia Solar=Custo Mensal com parcela/Energia Disponibilizada Units: **undefined** Preço Inicial Energia Concessionária=0.83 Units: R$/kW Projeto=("Custo H.h"*2*"Potência Instalada Inicial (kW)"*2)+2000 Units: **undefined** Reajuste Energia=0 Units: Dmnl Revitalização=0 Units: kW Saldo Devedor= INTEG (integer(Entrada-Parcela Financiamento),Investimento Inicial) Units: **undefined**
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SAVEPER = TIME STEP Units: Month [0,?] "Serviço Adeq. Inst."=("Custo H.h"*"Potência Instalada Inicial (kW)"*3*3*8/10)+2000 Units: R$ "Serviço Inst. KIT"="Custo H.h"*"Potência Instalada Inicial (kW)"*(3*4*8/10) Units: R$ Taxa Desconto Mensal Inflação=Inflação mensal/100 Units: Dmnl Taxa Juros anual=9.3458 Units: **undefined** Tempo= INTEG (1 0) Units: **undefined** Tempo do investimento inicial=0 Units: **undefined** TIME STEP = 1 Units: Month [0,?] "Tir %"=IF THEN ELSE(Tempo>=300,TIR formula B*100,0) Units: **undefined** TIR formula B=INTERNAL RATE OF RETURN(VPL com parcela,Periodo Fiscal,-Investimento Inicial,Tempo do investimento inicial) Units: **undefined** Tir formula capital total investidor=INTERNAL RATE OF RETURN(Economia sem parcela,Periodo Fiscal,-Investimento Inicial,Tempo do investimento inicial) Units: Dmnl TIR projeto sem financiamento=IF THEN ELSE(Tempo>=300,(((1+Tir formula capital total investidor)^12)-1)*100,0) Units: Dmnl TMA=5 Units: Dmnl TMA anual=8 Units: Dmnl Tx Juros e inflação mensal= ((((1+Taxa Juros anual/100)*(1+Inflação anual/100))^(1/12))-1)*100 Units: Dmnl "Tx. Perda Anual"= 0.005 Units: Dmnl VPL= INTEG (Economia Valor Presente,0) Units: R$ VPL aux= VPL Units: **undefined** VPL com parcela=Economia Valor Presente+periodo Payback Units: R$