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UNIVERSIDADE FEDERAL DE ITAJUBÁ
INSTITUTO DE SISTEMAS ELÉTRICOS E ENERGIA
Análise Técnica e Econômica da Geração Solar em Consumidores
Residenciais Localizadas nas Cinco Regiões do Brasil
Jeziel Fior
Itajubá, setembro de 2018
UNIFEI – ISEE Trabalho Final de Graduação
ii
UNIVERSIDADE FEDERAL DE ITAJUBÁ
INSTITUTO DE SISTEMAS ELÉTRICOS E ENERGIA
Jeziel Fior
Análise Técnica e Econômica da Geração Solar em Consumidores
Residenciais Localizadas nas Cinco Regiões do Brasil
Monografia apresentada ao Instituto de
Sistemas Elétricos e Energia, da
Universidade Federal de Itajubá, como
parte dos requisitos para a obtenção do
título de Engenheiro Eletricista.
Orientador: Prof. Roberto Akira
Yamachita
Itajubá, setembro de 2018
UNIFEI – ISEE Trabalho Final de Graduação
iii
Agradecimentos
Agradeço aos meus pais, Jeziel e Solange, por sempre me proporcionarem as melhores
oportunidades. E, também, a minha irmã, Gisele, por me ajudar nas horas que preciso.
UNIFEI – ISEE Trabalho Final de Graduação
iv
Resumo
A energia solar fotovoltaica vem aumentando sua participação na geração de energia elétrica
devido a sua característica renovável, sua instalação relativamente fácil e sua baixa manutenção.
O investimento inicial para sua implementação ainda é alto, entretanto a redução dos preços
dos componentes e resoluções dos órgãos reguladores tem servido de incentivo para sua
crescente exploração e aumento da viabilidade econômica. O trabalho caracteriza o estudo de
um Sistema Fotovoltaico Conectado à Rede (SFCR), descrevendo os principais componentes,
seu funcionamento e a regulamentação para a implantação do sistema. Também faz o
levantamento do potencial fotovoltaico existente nos telhados residenciais das unidades
federativas do Brasil e uma análise econômica acerca da viabilidade e atratividade a partir dos
incentivos regulatórios existentes no país para a inserção do SFCR. Da aplicação dos estudos
foi possível comprovar a capacidade dos estados em suprir totalmente seu consumo de energia
elétrica residencial com a utilização da sua área aproveitável de telhados e a competitividade
no valor do kWh do SFCR frente à tarifa atualmente cobrada pelas concessionárias de energia
elétrica.
Palavras chave: Energia solar, potencial técnico fotovoltaico, análise econômica.
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v
Abstract
The solar photovoltaic energy is increasing its participation in the generation of electrical
energy due to its renewable characteristic, easy installation and low maintenance. The initial
investments of implementation are still high, however, the reduction of the components and the
resolution of the regulatory agencies has served as an incentive for its growing exploration and
increased economic viability. The thesis characterizes the on-grid photovoltaic system,
describing the main components, its operation and regulation for the implementation of the
system. Also, do the survey of the existing photovoltaic potential on the residential roofs in
Brazil’s federative units and an economic analysis about viability and attractiveness from
existing regulatory incentives in Brazil for the insertion of the on-grid photovoltaic system.
Afterward the application of the studies, it was possible to prove the capacity of the federative
units to supply their residential electricity consumption with the use of usable roof area and the
competitiveness of the on-grid photovoltaic system kWh tariff against the current tariff.
Keywords: Solar energy, technical potential photovoltaic, economic analysis.
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vi
Lista de Figuras
Figura 2.1 - Estimativa da variação da intensidade da radiação solar que atinge a superfície
terrestre ..................................................................................................................................... 14
Figura 2.2 – Componentes da radiação solar ............................................................................ 15
Figura 2.3 - Mapa da irradiação média anual mundial ............................................................. 15
Figura 2.4 - Mapa da irradiação média anual do Brasil............................................................ 16
Figura 2.5 - Ilustração dos ângulos solares .............................................................................. 17
Figura 2.6 - Estrutura básica de uma célula fotovoltaica de Silício e Célula fotovoltaica de
Silício monocristalino ............................................................................................................... 18
Figura 2.7 - Curva I-V típica de uma célula solar .................................................................... 19
Figura 2.8 - Influência da irradiância solar incidente na célula à 25⁰C ................................... 20
Figura 2.9 - Influência da temperatura da célula fotovoltaica .................................................. 20
Figura 3.1 - Esquema ilustrativo do SFCR ............................................................................... 21
Figura 3.2 - Histórico de preços dos módulos fotovoltaicos .................................................... 22
Figura 3.3 - Curva I-V para conexão série de 3 módulos ......................................................... 23
Figura 3.4 - Curva I-V para conexão paralelo de 3 módulos ................................................... 24
Figura 3.5 - Curva I-V (preta) e Curva P-V (cinza) de gerador fotovoltaico (a) sem
sombreamento e (b) com um fator de sombreamento de 50% ................................................. 26
Figura 3.6 - Procedimentos e etapas de acesso ......................................................................... 28
Figura 4.1 - Fluxograma da metodologia do mapeamento do potencial técnico solar ............. 31
Figura 4.2 - Camada das fronteiras estaduais ........................................................................... 32
Figura 4.3 - Camada resultante em uma porção do interior do estado de SP ........................... 33
Figura 4.4 - Mapas de Potencial Técnico de Geração Fotovoltaica em telhados de residências
por UF ....................................................................................................................................... 39
Figura 4.5 - Capacidade de suprimento de energia/UF ............................................................ 42
Figura 5.1 - Datasheet do módulo escolhido ............................................................................ 53
Figura 5.2 - Datasheet do microinversor APSystems .............................................................. 54
Figura 5.3 - Datasheet dos inversores ecoSolys ....................................................................... 54
Figura 5.4 - Datasheet do inversor Fronius .............................................................................. 55
Figura 5.5 - Áreas de abrangência das concessionárias de energia elétrica ............................. 59
Figura 5.6 - Distribuidoras Associadas ABRADEE 2017 (ref. 2016), por número de
Consumidores (em %) .............................................................................................................. 60
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vii
Figura 5.7 - Distribuidoras Associadas ABRADEE 2017 (ref. 2016), por Consumo de Energia
(em %) ...................................................................................................................................... 61
Figura 5.8 - Variações na tarifa média anual por macrorregião ............................................... 78
Figura 5.9 - Histórico de bandeiras tarifárias ........................................................................... 79
Figura 5.10 - Índice de competitividade ................................................................................... 87
UNIFEI – ISEE Trabalho Final de Graduação
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Lista de Tabela
Tabela 4.1 - Mínimas e máximas de irradiação (Wh/m²/dia) por UF ...................................... 33
Tabela 4.2 - Domicílios particulares permanentes por tipo de domicílio ................................. 34
Tabela 4.3 - Mapeamento de telhados residenciais por UF ...................................................... 36
Tabela 4.4 - Potencial Fotovoltaico em telhados residenciais por UF ..................................... 38
Tabela 4.5 - Cenários de estudo................................................................................................ 39
Tabela 4.6 - Consumo residencial anual por UF (2016) ........................................................... 41
Tabela 4.7 - Capacidade de suprimento de energia por UF...................................................... 42
Tabela 5.1 - Consumo residencial médio por UF ..................................................................... 48
Tabela 5.2 - Dimensionamento SFCR (Ec=Em-30) ................................................................. 49
Tabela 5.3 - Dimensionamento SFCR (Ec=Em-50) ................................................................. 50
Tabela 5.4 - Dimensionamento SFCR (Ec=Em-100) ............................................................... 51
Tabela 5.5 - Dimensionamento SFCR (Ec=Em) ...................................................................... 52
Tabela 5.6 - Custos dos componentes do SFCR ....................................................................... 55
Tabela 5.7 - Custo de instalação dos SFCR ............................................................................. 56
Tabela 5.8 - Principais concessionárias por UF ....................................................................... 62
Tabela 5.9 - Ranking das Tarifas Residenciais das Principais Concessionárias ...................... 64
Tabela 5.10 - Estimativa de PIS/COFINS ................................................................................ 66
Tabela 5.11 - Impostos nas tarifas das concessionárias definidas ............................................ 66
Tabela 5.12 - Tarifa com impostos para Bandeira Verde ......................................................... 68
Tabela 5.13 - Tarifas com impostos para Bandeira Amarela ................................................... 69
Tabela 5.14 - Tarifas com impostos para Bandeira Vermelha 1º patamar ............................... 70
Tabela 5.15 - Tarifas com impostos para Bandeira Vermelha 2º patamar ............................... 71
Tabela 5.16 - Tarifa de energia elétrica atual por UF ............................................................... 72
Tabela 5.17 - Histórico de tarifas médias anuais ...................................................................... 77
Tabela 5.18 - Histórico de variações na tarifa média anual...................................................... 78
Tabela 5.19 - Reajuste anual das tarifas de energia elétrica ..................................................... 78
Tabela 5.20 - Tempo de retorno dos sistemas por UF .............................................................. 80
Tabela 5.21 - Valor presente líquido por UF ............................................................................ 81
Tabela 5.22 - Tarifa interna de retorno por UF ........................................................................ 82
Tabela 5.23 - Custo nivelado de eletricidade por UF ............................................................... 83
Tabela 5.24 - Indicador do custo de geração ............................................................................ 83
Tabela 5.25 - R$/Wp dos sistemas por tipo de ligação ............................................................ 84
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Tabela 5.26 - Comparativo entre faturas Atual X Pós SFCR ................................................... 86
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Sumário
1 Introdução ......................................................................................................................... 12
1.1 Importância do tema .................................................................................................. 12
1.2 Objetivos e estrutura do trabalho ............................................................................... 13
2 Energia Solar .................................................................................................................... 14
2.1 Radiação solar ............................................................................................................ 14
2.2 Potencial solar ............................................................................................................ 16
2.3 Conversão de energia solar em energia elétrica ......................................................... 17
2.3.1 Parâmetros que afetam as células fotovoltaicas ................................................. 19
2.3.2 Influência da irradiação solar ............................................................................. 19
2.3.3 Influência da temperatura ................................................................................... 20
3 Sistemas Fotovoltaicos ..................................................................................................... 21
3.1 Componentes básicos do sistema fotovoltaico .......................................................... 21
3.1.1 Módulos fotovoltaicos ........................................................................................ 22
3.1.2 Inversor ............................................................................................................... 25
3.1.3 Dispositivos de proteção ..................................................................................... 26
3.2 Sistemas conectados à rede ........................................................................................ 27
3.2.1 Micro e mini geração distribuída ........................................................................ 27
4 Levantamento do Potencial de Geração Solar .................................................................. 30
4.1 Introdução .................................................................................................................. 30
4.2 Potencial técnico de geração solar por unidade federativa ........................................ 30
4.2.1 Irradiação solar ................................................................................................... 31
4.2.2 Domicílios .......................................................................................................... 34
4.2.3 Eficiência dos componentes ............................................................................... 37
4.2.4 Potencial técnico fotovoltaico ............................................................................ 37
4.2.5 Resultados ........................................................................................................... 39
4.3 Consumo de energia elétrica por unidade federativa ................................................. 40
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xi
4.4 Comparação potencial técnico fotovoltaico contra consumo .................................... 41
5 Análise Econômica dos Sistemas Fotovoltaicos .............................................................. 43
5.1 Residência modelo ..................................................................................................... 43
5.1.1 Dimensionamento básico do sistema fotovoltaico conectado à rede ................. 43
5.1.2 Consumo residencial médio por UF ................................................................... 47
5.1.3 Dimensionamento do SFCR por UF ................................................................... 48
5.1.4 Custo dos SFCR dimensionados ........................................................................ 55
5.2 Concessionárias distribuidoras de energia elétrica .................................................... 57
5.2.1 Definição das principais concessionárias por UF ............................................... 58
5.2.2 Tarifa de energia elétrica .................................................................................... 62
5.3 Análise econômica ..................................................................................................... 73
5.3.1 Metodologias de análise ..................................................................................... 73
5.3.2 Parâmetros para a análise econômica ................................................................. 75
5.3.3 Aplicação dos métodos de análise ...................................................................... 79
5.3.4 Análise dos resultados ........................................................................................ 84
6 Conclusão ......................................................................................................................... 88
6.1 Conclusões gerais ...................................................................................................... 88
6.2 Propostas para trabalhos futuros ................................................................................ 89
Referências ............................................................................................................................... 91
Apêndice ................................................................................................................................... 94
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1 Introdução
O capítulo 1 é dedicado a apresentação da importância do tema a ser discutido expondo
alguns dados acerca do mercado de energia fotovoltaica. Nele também são incluídos os
objetivos do trabalho e sua estrutura.
1.1 Importância do tema
O aumento da preocupação com a preservação do meio ambiente, a procura por uma
matriz energética mais diversificada, e o aumento na demanda requerida de energia elétrica
devido a busca por desenvolvimento e crescimento econômico, foram fatores que contribuíram
para impulsionar a geração de energia elétrica por fontes renováveis, dentre elas a energia solar
(GASPARIN, 2016).
Inicialmente as fontes renováveis tinham valores mais elevados, no entanto com a maior
inserção no mercado, ganho de escala e avanço nas tecnologias essas fontes foram ganhando
mais competitividade. Desta forma, o mercado global de energia fotovoltaica tem crescido
rapidamente na última década. A potência fotovoltaica global instalada acumulada cresceu de
6,2 GW no final de 2006 para 291 GW até o final de 2016, representando um aumento anual
de cerca de 28% (IRENA, 2017).
A geração fotovoltaica no Brasil possui um grande potencial e isso se deve aos altos
níveis de irradiação solar encontrados no território. Por exemplo, no local menos ensolarado do
Brasil é possível gerar mais eletricidade solar que no local mais ensolarado da Alemanha, um
país onde projetos para o aproveitamento solar são amplamente difundidos. Entretanto, o uso
da fonte solar para a geração de energia elétrica no Brasil não apresenta uma grande relevância,
com apenas 0,698% da capacidade de geração instalada (ANEEL, 2018).
A energia solar pode ser utilizada a partir de grandes plantas solares e por sistemas
menores, que utilizam a área dos telhados das residências e prédios para a geração de
eletricidade, desta maneira a energia solar se torna a principal fonte para a geração distribuída
– GD. A Resolução Normativa nº482/2012 da ANEEL regulamentou a GD no país, o que
permitiu ao consumidor ser compensado pela geração excedente de energia elétrica, através do
sistema de compensação de créditos.
A partir de 2014 foram promovidos leilões específicos para a fonte solar pelo Governo
Federal associado a publicação da REN nº482/2012 pela ANEEL, que deu início à integração
desta fonte no planejamento e expansão do sistema elétrico nacional. Deste modo, o número de
UNIFEI – ISEE Trabalho Final de Graduação
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consumidores com sistema fotovoltaico aumenta a cada ano, juntamente com o fato da redução
de custos da tecnologia e do aumento da tarifa de eletricidade convencional da distribuidora
local que viabiliza sua instalação. Resulta que, nos próximos anos, com o aumento da inserção
de geração fotovoltaica, a geração distribuída de eletricidade próxima ao ponto de consumo
deverá se afirmar como uma das principais qualidades desta geração (INPE, 2017).
1.2 Objetivos e estrutura do trabalho
O Brasil possui uma extensa área territorial vastamente favorecida com índices de
irradiação solar considerados elevados, quando comparados com o restante do mundo e com
países já reconhecidamente grandes adeptos da geração fotovoltaica. Neste contexto, são
necessários métodos eficientes para a exploração de tal potencial brasileiro de geração
fotovoltaica de energia elétrica.
O objetivo deste trabalho é realizar um estudo técnico e econômico da geração solar
residencial de energia elétrica por região geográfica no Brasil e, posteriormente, fazer uma
análise comparativa dos resultados obtidos. Nesse sentido, o escopo do trabalho consiste da
aplicação de uma metodologia para a estimativa da geração de energia elétrica a partir de
módulos fotovoltaicos e sua análise econômica baseada nas tarifas das principais
concessionárias de cada unidade federativa do país e valor do sistema fotovoltaico conectado à
rede de distribuição. Os valores gerados resultam dos dados mais atualizados disponibilizados
em bases estatísticas nacionais.
O trabalho é composto por seis capítulos que apresentam as metodologias e processos
para a obtenção do estudo técnico e econômico. O primeiro capítulo é composto do contexto
do assunto expondo sua importância e objetivos. No segundo capítulo são apresentadas as
definições básicas e teóricas acerca da energia solar, falando desde a emissão dos raios solares
até sua conversão em energia elétrica. O terceiro capítulo expõe o sistema fotovoltaico,
abrangendo sobre seus componentes e sua conexão com a rede, apresentando os conceitos de
micro e mini geração distribuída. No quarto capítulo é feito o levantamento do potencial de
geração fotovoltaica através da aplicação de uma metodologia para a estimativa e mapeamento,
em esfera nacional, da área potencial de telhados para a geração de energia elétrica a partir de
módulos fotovoltaicos e do consumo de energia elétrica pelas unidades federativas. O quinto
capítulo consiste na análise da viabilidade econômica baseada na definição de um consumidor
residencial modelo nos estados e nas condições regulatórias vigentes. Ao final, no sexto
capítulo são apresentadas as conclusões alcançadas com este trabalho.
UNIFEI – ISEE Trabalho Final de Graduação
14
2 Energia Solar
Este capítulo é dedicado a apresentação dos conceitos relacionados à energia solar,
desde a propagação dos raios solares, sua incidência na superfície terrestre até a sua captação
pelo sistema fotovoltaico e geração de energia elétrica.
2.1 Radiação solar
A radiação solar quando relacionada com o fluxo de potência é denominada de
irradiância solar e se referenciada em termos de energia por unidade de área passa a ser
denominada de irradiação solar.
O Sol emite energia que incide na superfície terrestre (irradiância solar extraterrestre)
na forma de um fluxo de energia constante. O valor dessa energia emitida pelo Sol por uma
unidade de área de superfície perpendicular aos raios solares na distância média entre Terra e
Sol é definida como Constante Solar e, segundo adoção do World Radiation Center (WRC),
essa constante tem o valor de 1367 W/m².
No entanto, a trajetória descrita pela Terra é elíptica o que provoca uma variação do
valor da irradiância solar extraterrestre efetiva ao longo do ano, como pode ser observada na
Figura 2.1.
Fonte: Silva (2006).
A radiação solar que atinge a superfície terrestre pode ser dividida em componentes
direta, difusa e, quando a superfície é inclinada em relação à horizontal, existe a terceira
componente chamada de albedo. A radiação direta provém diretamente da direção do Sol; a
componente difusa é proveniente de todas as direções e atinge a superfície após sofrer
Figura 2.1 - Estimativa da variação da intensidade da radiação solar
que atinge a superfície terrestre
UNIFEI – ISEE Trabalho Final de Graduação
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espalhamento pela atmosfera terrestre. A terceira componente é devido à reflexão pelo ambiente
do entorno. As componentes da radiação solar são apresentadas na Figura 2.2.
Fonte: ABRAVA (2008).
Em um dia com o céu completamente limpo (sem nuvens) ao menos 20% da radiação
na superfície será difusa. Enquanto que em um dia totalmente nublado 100% da radiação será
difusa. As características da radiação solar dependem da espessura da camada atmosférica
(CRESESB, 2014).
Os projetos de sistemas fotovoltaicos exigem uma irradiação mínima de 3 a 4
kWh/m²/dia (CRESESB, 2014). Estes valores podem ser encontrados em quase toda a área
entre os trópicos, segundo o Mapa de irradiação média anual global (Figura 2.3), além disso ao
se observar o mapa de irradiação do Brasil (Figura 2.4) são encontrados valores superiores
disponíveis em toda extensão territorial brasileira.
Fonte: Solargis (2018).
Figura 2.2 – Componentes da radiação solar
Figura 2.3 - Mapa da irradiação média anual mundial
UNIFEI – ISEE Trabalho Final de Graduação
16
Fonte: Solargis (2018).
2.2 Potencial solar
Para o aproveitamento da energia solar é feito um estudo dos raios solares incidentes na
superfície terrestre, em que são analisados ângulos provenientes de dois planos e um eixo
adotados como referência para os estudos, conforme ilustrado na Figura 2.5. Esta análise é
necessária, já que a partir dos ângulos solares serão determinados o posicionamento e a
instalação adequada dos módulos fotovoltaicos para o máximo aproveitamento da energia
incidente.
O potencial energético solar depende do período de tempo que o raio solar incide em
uma superfície. Assim, torna-se necessário dispor de dados confiáveis de irradiação solar em
intervalos horários, no entanto no país existem poucas estações meteorológicas que registram
o valor da irradiação solar em intervalos horários.
Figura 2.4 - Mapa da irradiação média anual do Brasil
UNIFEI – ISEE Trabalho Final de Graduação
17
Fonte: CRESESB (2014).
Uma das formas de resolver este problema é utilizar métodos computacionais que
sintetizam sequências de dados de radiação solar em intervalos horários a partir da incidência
da radiação solar média mensal e de dados geográficos. Desta forma os dados de irradiação
solar em uma superfície horizontal podem ser utilizados para o cálculo da irradiância em uma
superfície com qualquer orientação. Através da interpolação e extrapolação dos dados
fornecidos pelas estações meteorológicas disponíveis em território nacional foi criado o Atlas
Solarimétrico do Brasil, de onde é possível obter as informações referentes à irradiação solar
no país.
2.3 Conversão de energia solar em energia elétrica
A conversão direta da irradiação solar incidente na superfície terrestre em energia
elétrica se dá através do módulo fotovoltaico, que é o principal componente do sistema
fotovoltaico. Segundo a norma NBR10899 (Energia Solar Fotovoltaica - Terminologia), o
módulo fotovoltaico tem como objetivo a geração de energia elétrica e é formado pela união de
células fotovoltaicas conectadas e encapsuladas.
As células fotovoltaicas são construídas de materiais semicondutores dopados, o
semicondutor mais utilizado nos painéis fotovoltaicos é o Silício (Si). Os materiais classificados
como semicondutores possuem a banda de condução sem elétrons (vazia) e a banda de valência
totalmente preenchida. A separação entre as bandas de energia é denominada de gap (ou banda
proibida). É devido as bandas de energia que o material semicondutor se torna útil para a
geração fotovoltaica, devido a excitação térmica sofrida pelos elétrons da banda de valência
para a banda de condução aumenta-se a condutividade do material.
Figura 2.5 - Ilustração dos ângulos solares
UNIFEI – ISEE Trabalho Final de Graduação
18
Este efeito de aumento da condutividade elétrica devido à movimentação dos elétrons e
lacunas fotogerados no material é conhecido como efeito fotocondutivo. No entanto, para a
fabricação da fotocélula e aproveitamento de tensão e corrente elétricas é necessário a
construção da junção pn através da dopagem do material, isto é, da inserção controlada de
impurezas no semicondutor.
O processo de dopagem do átomo de Silício, que é um átomo com 4 elétrons de valência
(tetravalente), se dá pela introdução de Fósforo (P) e de Boro (B). Quando se introduz um átomo
pentavalente (Fósforo) existirá um elétron em excesso que ficará fracamente ligado ao Silício,
de modo que a temperatura ambiente a energia térmica já é suficiente para liberar este elétron
para a banda de condução. Esse tipo de impureza doadora de elétrons é chamada de dopante
tipo n.
De outro lado, ao introduzir um átomo trivalente (Boro) haverá a falta de um elétron
para o completo preenchimento do Silício na rede cristalina. A ausência deste elétron é
denominada como lacuna e na temperatura ambiente a energia térmica de um elétron de uma
ligação vizinha é suficiente para fazer com que ele passe para esta posição. Esse tipo de
impureza aceitadora de elétron é denominado de dopante tipo p.
Desta forma, em temperatura ambiente existe energia térmica suficiente disponível para
que os elétrons excedentes de Fósforo estejam livres para se deslocar, assim como as lacunas
formadas pelos átomos de Boro. Então, ao receberem os fótons de luz visível os elétrons ficam
energizados, porém não fluem da camada n para a p devido ao campo elétrico formado pela
junção pn. Por fim, são necessários os contatos elétricos, um na região n e outro na região p
para completar a célula fotovoltaica e ser possível o aproveitamento da corrente elétrica devido
a passagem dos elétrons. A Figura 2.6 mostra a estrutura básica de uma célula fotovoltaica e
uma célula de Silício monocristalino.
Fonte: CRESESB (2014).
Figura 2.6 - Estrutura básica de uma célula fotovoltaica de Silício e
Célula fotovoltaica de Silício monocristalino
UNIFEI – ISEE Trabalho Final de Graduação
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2.3.1 Parâmetros que afetam as células fotovoltaicas
A célula fotovoltaica possui uma curva característica denominada de Curva I-V da
corrente em função da tensão aplicada no dispositivo. A curva é medida em condições padrão
de ensaio: irradiância solar de 1000 W/m²; espectro solar AM1,5 (referência solar de irradiância
espectral chamada Massa de Ar 1,5); e temperatura da célula de 25⁰C. A Figura 2.7 apresenta
a Curva I-V típica de uma célula fotovoltaica de Si, com os principais parâmetros elétricos
destacados: ISC corrente de curto-circuito; IMP e VMP corrente e tensão no ponto de potência
máxima, respectivamente; e VOC tensão de circuito aberto. Por ser um gerador, fisicamente, a
curva deveria ser representada no quarto quadrante (corrente tem sentido inverso), porém
normalmente é representada no primeiro quadrante.
Fonte: CRESESB (2014)
Irradiância solar incidente, distribuição espectral e temperatura de operação da célula
influenciam o desempenho das células fotovoltaicas. Com a concentração da radiação solar
pode-se conseguir um aumento da eficiência das células, porém se acompanhado do controle
de sua temperatura. Entretanto para a escolha do módulo fotovoltaico devem ser considerados
outros aspectos além da eficiência do módulo como, por exemplo, custo, durabilidade e
reputação do fabricante. A eficiência deve ser utilizada como um norteador em casos em que a
área disponível para a instalação dos painéis seja um fator restritivo.
2.3.2 Influência da irradiação solar
A irradiância solar afeta a Curva I-V de modo que a corrente elétrica gerada pela célula
aumente linearmente com o aumento da irradiância solar incidente, enquanto que a tensão de
circuito aberto aumente de forma logarítmica, se a temperatura for mantida. Esta influência é
apresentada na Figura 2.8.
Figura 2.7 - Curva I-V típica de uma célula solar
UNIFEI – ISEE Trabalho Final de Graduação
20
Fonte: CRESESB (2014).
2.3.3 Influência da temperatura
O aumento da irradiância incidente e/ou da temperatura ambiente aumenta a temperatura
de operação da célula fotovoltaica, isso provoca uma diminuição da sua eficiência. Isto acontece
por causa da diminuição significativa da tensão da célula, enquanto que a corrente tem uma
elevação mínima. Este comportamento é mostrado na Figura 2.9.
Fonte: CRESESB (2014).
Figura 2.8 - Influência da irradiância solar
incidente na célula à 25⁰C
Co
rren
te (
A)
Tensão (V)
Figura 2.9 - Influência da temperatura da célula
fotovoltaica
Tensão (V)
Co
rren
te (
A)
UNIFEI – ISEE Trabalho Final de Graduação
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3 Sistemas Fotovoltaicos
Neste capítulo serão abordados os sistemas fotovoltaicos e seus componentes. Este
sistema possui dois tipos de configurações, isolado ou conectado à rede elétrica. Os sistemas
fotovoltaicos isolados são aqueles instalados em locais onde o fornecimento de energia elétrica
pela rede é inexistente, e esta configuração possui um sistema de armazenamento de energia
através de acumuladores (baterias) ou outras formas de armazenamento (volante de inércia, ar
comprimido, bombeamento de água). Enquanto que os sistemas fotovoltaicos conectados à
rede, configuração abordada neste trabalho, são aqueles que injetam o excesso de geração na
própria rede de distribuição que alimenta o consumidor para o consumo posterior em situações
de baixa ou ausência de geração.
3.1 Componentes básicos do sistema fotovoltaico
O sistema fotovoltaico conectado à rede (SFCR) é constituído por um bloco de geração
e outro de condicionamento de potência. O bloco gerador contém os arranjos fotovoltaicos,
sendo composto dos painéis fotovoltaicos, do cabeamento elétrico que os interliga e as
estruturas de suporte do sistema. O bloco de condicionamento de potência terá o inversor, a
caixa de junção (stringbox) responsável pelos dispositivos de proteção e, o medidor de energia
(Conecte Solar, 2017). A Figura 3.1 apresenta um esquema do SFCR.
Fonte: Borba Eletricidade Ltda.
Figura 3.1 - Esquema ilustrativo do SFCR
UNIFEI – ISEE Trabalho Final de Graduação
22
3.1.1 Módulos fotovoltaicos
O módulo fotovoltaico é o responsável no SFCR pela conversão da energia solar em
eletricidade, portanto é composto por um conjunto de células fotovoltaicas conectadas num
arranjo (série e/ou paralelo) de modo a produzir a tensão e corrente suficientes para a geração
de energia.
Durante a fabricação do módulo é necessário ter cuidado com a seleção das células
devido suas características elétricas. A incompatibilidade das características produz um módulo
de baixa qualidade devido ao mismatch (descasamento) em que a célula de menor fotocorrente
irá limitar o desempenho do conjunto. No entanto, atualmente a fabricação dos módulos é
automatizada com pouca interferência humana. A fabricação em série e em grandes quantidades
favoreceram para uma redução significativa nos preços, já que o custo dos módulos impacta
diretamente no preço final do SFCR e, segundo o NREL (National Renewable Energy
Laboratory), o preço variou de US$1,80/W para US$0,35/W nos últimos sete anos (Figura 3.2).
Fonte: NREL (2017).
Após a instalação, os módulos demandam uma manutenção mínima, dependendo apenas
da limpeza para assegurar todo seu potencial de geração. A eliminação de folhas, poeira e
qualquer outro detrito é, geralmente, feita pela ação das chuvas. Porém é recomendável uma
rotina de verificação da limpeza. Em média, os painéis têm uma vida útil de 25 anos.
Assim como as células fotovoltaicas, a eficiência dos módulos solares é medida através
de uma relação entre a potência elétrica máxima gerada e a irradiância solar. E os fatores que
influenciam no desempenho do módulo são fundamentalmente a irradiância solar e a
Figura 3.2 - Histórico de preços dos módulos fotovoltaicos
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23
temperatura das células, o que já era esperado uma vez que o módulo é composto de um arranjo
de células.
O arranjo dos painéis é feito de forma a garantir a tensão de entrada em corrente CC
exigida pelo inversor e a fim de aumentar a potência máxima fornecida pelo painel fotovoltaico,
uma vez que o nível de tensão apresentado por um módulo é baixo. A tensão e corrente
resultantes devem ser compatíveis com os componentes do SFCR, nesse sentido existem duas
formas de interligação dos módulos fotovoltaicos: conexão série e conexão paralelo.
3.1.1.1 Arranjo série dos módulos fotovoltaicos
A conexão série dos módulos fotovoltaicos é denominada de string (fileira) do sistema
fotovoltaico, vale ressaltar que os módulos utilizados devem possuir mesmas especificações de
forma a reduzir as perdas de potência no sistema (Carneiro, 2010). A ligação é feita conectando-
se o terminal positivo de um módulo ao terminal negativo de outro, como resultado obtém-se
tensões mais elevadas, mantendo a corrente do módulo, isto é:
𝑉 = 𝑉1 + 𝑉2 + ⋯ + 𝑉𝑛 (1)
𝐼 = 𝐼1 = 𝐼2 = ⋯ = 𝐼𝑛 (2)
O efeito da conexão série de módulos idênticos (Shell SM 100-12) com potência 100W,
corrente de curto circuito 6,5A e tensão de circuito aberto 21V está ilustrado na Figura 3.3,
através de uma curva I-V.
Fonte: CARNEIRO (2010)
Figura 3.3 - Curva I-V para conexão série de 3 módulos
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24
Se as características elétricas dos módulos possuírem variações ou se houver
sombreamento parcial sobre a string, a corrente do conjunto conectado em série é limitada pelo
módulo que possuir a menor corrente individual.
3.1.1.2 Arranjo paralelo dos módulos fotovoltaicos
A ligação em paralelo dos módulos fotovoltaicos é feita conectando-se os terminais
positivos de todos os módulos entre si e conectando todos os terminais negativos de mesma
forma. Este arranjo é feito quando se pretende obter correntes mais elevadas mantendo o nível
de tensão do módulo, ou seja:
𝐼 = 𝐼1 + 𝐼2 + ⋯ + 𝐼𝑛 (3)
𝑉 = 𝑉1 = 𝑉2 = ⋯ = 𝑉𝑛 (4)
A Figura 3.4 ilustra a curva I-V da conexão em paralelo dos mesmos módulos
fotovoltaicos da Figura 3.3 (Shell SM 100-12). Nesta associação a tensão de circuito aberto
mantem-se inalterada, enquanto que a corrente de curto circuito é três vezes superior.
Fonte: CARNEIRO (2010)
Nos SFCR é mais comum a conexão de strings de módulos fotovoltaicos em paralelo
de forma a se garantir valores mais elevados de corrente e tensão adequando as características
elétricas para se obter o melhor desempenho dos painéis e inversores. Este tipo de arranjo pode
ser chamado de arranjo misto.
Figura 3.4 - Curva I-V para conexão paralelo de 3
módulos
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25
3.1.2 Inversor
O inversor é o dispositivo eletrônico que irá converter a energia elétrica da corrente
contínua (CC) proveniente dos módulos fotovoltaicos em corrente alternada (CA) para a
alimentação das cargas. A tensão CA de saída deve ter amplitude, frequência e componente
harmônica compatíveis com a carga alimentada, nos SFCR esta saída do inversor deve estar
sincronizada com a rede de distribuição da concessionária, fazendo com que possuam
características específicas para atender às exigências das concessionárias quanto a segurança e
qualidade da energia injetada na rede.
A forma de onda dos inversores é um dos parâmetros que irá indicar sua qualidade e seu
custo, além disso, outro aspecto para a qualidade é sua eficiência de conversão. Pois nos
inversores a eficiência não é constante, ela depende da potência demandada pela carga e de seu
fator de potência, ajustando a tensão e corrente do conjunto para otimizar a potência entregue.
Os aspectos a serem especificados para a escolha do inversor para um SFCR são: tensão de
entrada CC; tensão de saída CC; faixa de variação de tensão aceitável; potência nominal;
distorção harmônica; frequência; grau IP de segurança; temperatura ambiente; e, umidade do
local onde será instalado o dispositivo.
3.1.2.1 Seguidor de ponto de potência máxima
Com o objetivo de fornecer o máximo de energia à rede elétrica, o inversor deve operar
na maior parte do tempo possível no ponto de potência máxima (PPM) do arranjo fotovoltaico.
No entanto, a corrente gerada pelos módulos fotovoltaicos é diretamente proporcional à
irradiância solar, que pode apresentar grandes variações em segundos devido a passagem de
nuvens, sombreamento parcial por árvores e construções próximas ou, até mesmo, sujeira e
folhas sobre os módulos. Enquanto que a tensão e, consequentemente, a potência diminuem
com o aumento de temperatura, porém as variações de temperatura são muito mais lentas.
Portanto, a corrente e tensão de potência máximas são dependentes das condições
climáticas (irradiância solar) e da temperatura das células. Desta maneira o inversor deve
possuir um sistema seguidor de ponto de potência máxima (SPPM) que irá ajustar
automaticamente a tensão de entrada do inversor de modo a manter o gerador fotovoltaico
operando na tensão de PPM a cada instante de tempo.
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26
A Figura 3.5(a) ilustra um gerador fotovoltaico sob irradiância solar uniforme, isto é,
sem sombreamentos. Nela é possível observar a existência de apenas um ponto com derivada
nula, o PPM. Quando da ocorrência de sombreamentos parciais, a curva terá distorções em sua
forma característica, surgindo pontos de máximos locais, como mostrado na Figura 3.5(b).
Fonte: CRESESB (2014).
3.1.3 Dispositivos de proteção
Os sistemas fotovoltaicos estão sujeitos à ocorrência de defeitos e falhas inesperadas,
para evitar essas situações existem diversos dispositivos auxiliares com a função de proteção
do sistema. Alguns deles são os dispositivos anti-ilhamento presente nos inversores para SFCR
e dispositivos de proteção externa como disjuntores, dispositivos de proteção contra surtos
(DPS), sistema de aterramento e sistema de proteção contra descargas atmosféricas (SPDA).
Outra dessas proteções é a caixa de junção, que é uma caixa estanque contendo em seu
interior os elementos de proteção das fileiras de células e módulos fotovoltaicos, entre eles:
fusíveis, que protegem os cabos do excesso de corrente; diodos de bloqueio, que protegem
contra o sombreamento parcial; disjuntores; DPS; e, chave CC para desligamento dos módulos.
E para os sistemas conectados à rede (SFCR) a ANEEL prevê em sua regulamentação
a presença, após o medidor, de uma chave seccionadora sob carga chamada de dispositivo de
seccionamento visível (DSV) para a garantia da desconexão da geração fotovoltaica durante a
realização de procedimentos de manutenção na rede da concessionária (CONECTE SOLAR,
2017).
Figura 3.5 - Curva I-V (preta) e Curva P-V (cinza) de gerador fotovoltaico (a) sem
sombreamento e (b) com um fator de sombreamento de 50%
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27
3.2 Sistemas conectados à rede
Os sistemas fotovoltaicos conectados à rede (SFCR) dispensam o uso do sistema de
armazenamento composto pelo banco de baterias, pois a energia gerada é consumida
diretamente pela carga ou então injetada na rede de distribuição de energia elétrica da
concessionária para consumo nas unidades consumidoras desta rede. Então, segundo o Caderno
Temático da ANEEL, pode ser definida a Geração Distribuída (GD) como a “instalação de
geradores de pequeno porte, normalmente a partir de fontes renováveis ou mesmo utilizando
combustíveis fósseis, localizados próximos aos centros de consumo de energia elétrica”.
A GD foi regulamentada pela Resolução Normativa – REN nº482, de 17 de abril de
2012, da ANEEL em que foram estabelecidas as condições gerais para o acesso de micro e mini
geração distribuída aos sistemas de distribuição e, também, foi criado um sistema de
compensação da energia gerada. A fim de aumentar o público alvo e melhorar as informações
na fatura, a ANEEL revisou a REN nº482/2012 e a seção 3.7 do Módulo 3 dos Procedimentos
de Distribuição de Energia Elétrica no Sistema Elétrico Nacional (PRODIST) e publicou a
Resolução Normativa – REN nº687/2015. Destacam-se nesta revisão o aumento do prazo de
uso dos créditos de energia; a diminuição do período de aprovação do sistema fotovoltaico junto
da concessionária; e, a alteração das faixas de potência para micro e mini geração distribuída.
O sistema elétrico pode vir a se beneficiar com o aumento da GD, de forma que os
investimentos em expansão do sistema de distribuição e transmissão sejam adiados; a matriz
energética brasileira seja diversificada; e, o nível de tensão no período de carga do sistema seja
melhorado. No entanto, o aumento de pequenos geradores espalhados na rede de distribuição
também traz algumas desvantagens, como a dificuldade na cobrança do uso do sistema elétrico;
uma maior complexidade na operação do sistema; e, necessidade de alterações nos
procedimentos de operação pelas distribuidoras (ANEEL, 2016).
3.2.1 Micro e mini geração distribuída
Segundo as resoluções normativas a micro e mini geração distribuída é a geração de
energia elétrica através de pequenas unidades geradoras que utilizam fontes renováveis de
energia, conectadas na rede de distribuição pelas unidades consumidoras. É através da faixa de
potência que se dá a diferenciação entre as duas definições, micro geração possui potência
menor ou igual a 75 kW enquanto que mini geração tem potência instalada maior que 75kW e
menor que 5MW para a fonte solar.
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28
Os procedimentos para o acesso da micro e mini geração distribuída ao sistema de
distribuição são apresentados na seção 3.7 do Módulo 3 do PRODIST, existem diversas etapas
obrigatórias a serem seguidas pelo acessante (consumidor) e pela acessada (distribuidora). A
Figura 3.6 ilustra um diagrama que resume as etapas para a implementação do SFCR, em que
os procedimentos em azul são destinados ao consumidor e os procedimentos em vermelho, à
distribuidora.
Fonte: ANEEL (2016).
A medição da energia na GD deve ser bidirecional a fim de se obter a medição do
consumo e da geração. Assim, o sistema de medição da micro e mini geração atende às mesmas
exigências das unidades consumidoras conectadas em mesmo nível de tensão, porém acrescido
da funcionalidade da medição bidirecional. Através desta forma de medição foi possível a
criação do Sistema De Compensação de Energia Elétrica, que foi trazido ao público pela REN
nº482/2012.
Este sistema permite a utilização da rede de distribuição como um sistema de
armazenamento, isto é, possibilita que o excedente de energia gerada seja injetado diretamente
na rede. Quando a energia injetada ultrapassar a energia consumida pela unidade consumidora,
o consumidor receberá um crédito em energia (kWh) para ser utilizado para abater seu consumo
em outro posto tarifário (caso de consumidores com tarifa horária) ou em faturas de meses
futuros. Pela REN nº482/2012 o crédito em energia possuía a validade de 36 meses, no entanto,
conforme a resolução da ANEEL nº687/2015 esse prazo passou para 60 meses.
Figura 3.6 - Procedimentos e etapas de acesso
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29
Além do abatimento na fatura da própria unidade geradora, o consumidor tem a
possibilidade de utilizar os créditos em outra unidade dentro da mesma concessionária através
de:
Autoconsumo Remoto, unidades consumidoras em locais distintos, porém com mesmo
titular (pessoa jurídica ou pessoa física) e na mesma concessionária;
Geração Compartilhada, reunião de consumidores através de consórcio ou cooperativa,
que possua unidade consumidora com micro ou mini geração em local diferente das
unidades consumidoras;
Condomínios, cada fração e área comum possui uso individualizado e constitui uma
unidade consumidora distinta, porém as unidades consumidoras devem estar localizadas
em uma mesma propriedade.
Mesmo com o sistema de compensação de energia não é possível zerar a fatura, já que
para as unidades consumidoras em que a energia injetada é superior à consumida ainda é
necessário o pagamento: do custo de disponibilidade – valor em reais do equivalente a 30 kWh
(monofásico), 50 kWh (bifásico) ou 100 kWh (trifásico) – pelos consumidores do Grupo B
(baixa tensão); e, da demanda contratada pelos consumidores do Grupo A (alta tensão).
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30
4 Levantamento do Potencial de Geração Solar
O presente capítulo objetiva apresentar o potencial técnico de geração fotovoltaica
distribuída no país mostrando sua viabilidade. Assim como também será levantado um
mapeamento do recurso solar por estados e, posteriormente, será estimada a demanda para estes
grupos. Ao final, serão exibidas as conclusões da comparação dos dados de potencial e
demanda.
4.1 Introdução
O potencial de uma fonte energética pode ser disposto em diferentes tipos – recurso,
técnico, econômico, e mercado – cada um com suas atribuições. O potencial técnico, o qual
será levantado para a geração fotovoltaica no país, representa a geração de energia alcançável
dado o desempenho do sistema, os limites topográficos e dos sistemas, e as limitações do uso
de terra (NREL, 2012).
O Brasil tem em seu território elevados índices de irradiação solar, o que permite a
exploração do seu potencial de geração de energia elétrica. Para que isso ocorra é necessária
uma metodologia que estime e mapeie em caráter nacional a área potencial dos telhados
residenciais para a geração de energia elétrica. A metodologia a ser empregada leva em
consideração as particularidades do ambiente, que são: irradiação solar no país; área de telhados
disponível; e, fatores que afetam no seu uso.
4.2 Potencial técnico de geração solar por unidade federativa
A metodologia a ser empregada para o levantamento da capacidade total de geração em
telhados residenciais no Brasil foi desenvolvida por LANGE (2012) e se baseia em três pontos:
1) níveis de irradiação solar no país; 2) área do telhado disponível para o SFCR; e 3) eficiência
na conversão pelo módulo fotovoltaico.
Na primeira etapa o mapa de irradiação solar será atribuído a cada unidade federativa
(UF), sendo extraídos os valores inferiores e superiores encontrados para o estado, o que irá
caracterizar dois cenários distintos para o levantamento do potencial técnico: A) a UF será
caracterizada pelo menor valor de irradiação solar presente em seu território; e B) a UF será
caraterizada pelo maior valor de irradiação solar encontrado em seu território. Em segundo, a
área dos telhados de cada UF será calculada pelos dados dos tipos de domicílios do censo
demográfico e estimativa da área de cada tipo e, em seguida, será estimada a área disponível
UNIFEI – ISEE Trabalho Final de Graduação
31
para uso pelo SFCR. Na última etapa os valores obtidos serão agregados. Os dados de irradiação
solar a serem utilizados são fornecidos pelo Instituto Nacional de Pesquisas Espaciais – INPE
e o censo demográfico, pelo Instituto Brasileiro de Geografia e Estatística – IBGE, (Figura 4.1).
Fonte: Elaboração própria.
A área de telhado disponível para a geração de energia depende não apenas da irradiação
solar incidente, mas de outros fatores também como: sombreamento devido a construções,
árvores, relevo; uso do telhado por caixas d’água, aparelhos de ar condicionado, antenas;
estrutura da construção do telhado. Todos estes fatores podem reduzir ou até mesmo impedir a
utilização do telhado pelo SFCR.
Num estudo a nível nacional a disponibilidade de informações acerca da área disponível
nos telhados é difícil de ser encontrada, já que informações desta natureza raramente são
coletadas. Consequentemente, este dado deve ser estimado a partir de outra base de informações
como, por exemplo, censos demográficos do número de pessoas pelo tipo de domicílio de
moradores permanentes. Além disso, para a análise deve ser estimado um fator com valor fixo
para a redução da área devido aos impedimentos. Desta forma, pode-se esperar que as regiões
com maior potencial serão as regiões mais povoadas e com maior radiação solar.
4.2.1 Irradiação solar
Os principais mapas de irradiação solar gerados são: irradiação solar Global Horizontal,
irradiação solar Direta Normal e irradiação solar no Plano Inclinado na Latitude. Para este
estudo foi escolhido o mapa de irradiação no Plano Inclinado na Latitude, por representar a
incidência no melhor ângulo para a instalação dos painéis fotovoltaicos.
Os dados de irradiação foram obtidos do LABREN (Laboratório de Modelagem e
Estudos de Recursos Renováveis de Energia) / CCST (Centro de Ciência do Sistema Terrestre)
/ INPE (Instituto Nacional de Pesquisas Espaciais) – Brasil no formato shapefile (formato de
dados vetoriais) com resolução 10 km x 10 km, com o objetivo de se analisar no software
Mapeamento do Potencial Técnico
Solar por UF
Irradiação máxima e mínima por UF
Irradiação solar (INPE)
Área disponível de telhados
Fator de área aproveitável (Literatura)
Área de telhados
Número dos tipos de domicílios
Dados do Censo Demográfico
(IBGE)
Área média por tipo de domicílio
(Literatura)
Figura 4.1 - Fluxograma da metodologia do mapeamento do potencial técnico solar
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32
ArcGIS com maior precisão. A tabela de atributos destes dados contém para cada célula um
código identificador, suas coordenadas geográficas e as médias anuais e mensais da irradiação
no plano inclinado na latitude em Wh/m²/dia.
No entanto, para a análise desejada era necessário que os valores de irradiação fossem
dispostos com os municípios e unidades federativas (UF). Desta forma através do banco de
dados disponibilizado pelo IBGE foi obtida a geometria em formato de shapefile das malhas
dos setores censitários (delimitação dos municípios e UF). Dispondo dos arquivos necessários
partiu-se para a preparação dos dados. Inicialmente foram adicionadas a camada de irradiação
e a camada dos limites das UF (Figura 4.2). Para atribuir as médias anuais de irradiação solar
no plano inclinado às UF as duas camadas foram cruzadas e as médias de irradiação das células
que cruzam cada UF foram atribuídas a eles (a ferramenta de análise por interseção no ArcGIS
foi utilizada). O resultado desta análise foi uma nova camada de interseção dos valores de
irradiação e dos limites das UF. O próximo passo foi a adição da camada de fronteiras
municipais. Então, novamente foi utilizada a ferramenta de análise por interseção desta camada
com a camada resultante do passo anterior.
Fonte: Elaboração própria – ArcGIS.
O resultado final foi uma camada em que o valor médio de irradiação do plano inclinado
anual está atribuído a cada setor censitário de acordo com a cidade, UF e região do país. A
Figura 4.3 ilustra a camada resultante para uma porção do interior do estado de São Paulo. Deste
arquivo final foi gerada uma tabela com os seguintes dados resultantes da análise: código
identificador da célula, município, UF, região, média anual de irradiação solar no plano
inclinado.
Figura 4.2 - Camada das fronteiras estaduais
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33
Fonte: Elaboração própria – ArcGIS.
Os dados disponíveis foram tratados de forma a se obter os valores mínimos e máximos
presentes nas UF, como proposto na metodologia adotada para o levantamento do potencial
técnico solar. Estes valores são apresentados na Tabela 4.1.
Tabela 4.1 - Mínimas e máximas de irradiação (Wh/m²/dia) por UF
UF/Irradiação Mín de ANUAL (Wh/m²/dia) Máx de ANUAL (Wh/m²/dia)
CENTRO-OESTE
DISTRITO FEDERAL BRASÍLIA 5388 BRASÍLIA 5615
GOIÁS MINEIROS 5230 FLORES DE GOIÁS 5804
MATO GROSSO COLNIZA 4505 ARAGUAIANA 5518
MATO GROSSO DO SUL ARAL MOREIRA 4968 PARANAÍBA 5467
NORDESTE
ALAGOAS SÃO LUÍS DO QUITUNDE 4984 PIAÇABUÇU 5692
BAHIA CAMACAN 4638 SENTO SÉ 6159
CEARÁ ARACOIABA 5297 ICAPUÍ 6064
MARANHÃO BARREIRINHAS 4683 ALTO PARNAÍBA 5729
PARAÍBA ALAGOA GRANDE 5181 CARRAPATEIRA 6071
PERNAMBUCO PRIMAVERA 4981 BELÉM DO SÃO FRANCISCO 5961
PIAUÍ RIBEIRO GONÇALVES 5370 DOM INOCÊNCIO 6066
RIO GRANDE DO NORTE SÃO BENTO DO TRAIRÍ 5378 AREIA BRANCA 6059
SERGIPE RIACHÃO DO DANTAS 5153 BARRA DOS COQUEIROS 5654
NORTE
ACRE ACRELÂNDIA 4533 MARECHAL THAUMATURGO 4807
AMAPÁ LARANJAL DO JARI 4404 OIAPOQUE 5163
AMAZONAS SANTA ISABEL DO RIO NEGRO 3993 BARCELOS 4980
PARÁ PRAINHA 4267 VISEU 5258
RONDÔNIA GOV. JORGE TEIXEIRA 4311 CABIXI 5006
RORAIMA CARACARAÍ 4287 AMAJARI 5420
TOCANTINS ESPERANTINA 4937 AURORA DO TOCANTINS 5790
Figura 4.3 - Camada resultante em uma porção do interior do estado de SP
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34
Continuação Tabela 4.1
UF/Irradiação Mín de ANUAL (Wh/m²/dia) Máx de ANUAL (Wh/m²/dia)
SUDESTE
ESPÍRITO SANTO DIVINO DE SÃO LOURENÇO 4640 LINHARES 5396
MINAS GERAIS SAPUCAÍ-MIRIM 4603 JUVENÍLIA 6023
RIO DE JANEIRO PARATY 4313 S. FRANCISCO DE ITABAPOANA 5313
SÃO PAULO CANANÉIA 3840 ITUVERAVA 5451
SUL
PARANÁ GUARATUBA 3782 NOSSA SENHORA DAS GRAÇAS 5298
RIO GRANDE DO SUL CAMBARÁ DO SUL 4176 BARRA DO QUARAÍ 5189
SANTA CATARINA GARUVA 3782 DIONÍSIO CERQUEIRA 4951 Fonte: Elaboração própria.
4.2.2 Domicílios
Como o Brasil não possui um cadastro da área de telhados de todos os domicílios essa
informação deve ser estimada a partir de outros dados e informações disponíveis. Desta forma
para a estimativa da área foi escolhida como base de dados o número de domicílios no país,
esta informação é disponibilizada pelo IBGE através da Pesquisa Nacional por Amostra de
Domicílios (PNAD), que “é uma pesquisa por amostra de domicílios, de abrangência nacional,
planejada para atender diversos propósitos”, segundo define o IBGE.
Os domicílios são classificados por: particular permanente, um domicílio com a
finalidade exclusiva de servir de moradia; e coletivo, pode ser uma instituição ou
estabelecimento onde as pessoas são moradoras ou não. Durante a coleta dos dados os
moradores de domicílios particulares permanentes são classificados pelo tipo de domicílio:
casa, um edifício de um ou mais pavimentos ocupado integralmente por um único domicílio; e
apartamento, um edifício de um ou mais pavimentos com mais de um domicílio particular
permanente, servidos de espaços comuns. Os dados do número de domicílios do PNAD por
tipo e divididos por UF são apresentados na Tabela 4.2.
Tabela 4.2 - Domicílios particulares permanentes por tipo de domicílio
Região/UF
Domicílios particulares
permanentes (1000 domicílios)
Região/UF
Domicílios particulares
permanentes (1000 domicílios)
Casa Apartamento Casa Apartamento
CENTRO-OESTE SUDESTE
DISTRITO FEDERAL 703 274 ESPÍRITO SANTO 1120 241
GOIÁS 2098 100 MINAS GERAIS 6151 894
MATO GROSSO 1057 52 RIO DE JANEIRO 4681 1242
MATO GROSSO DO SUL 871 32 SÃO PAULO 12801 2284
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35
Continuação Tabela 4.2
Região/UF
Domicílios particulares
permanentes (1000 domicílios)
Região/UF
Domicílios particulares
permanentes (1000 domicílios)
Casa Apartamento Casa Apartamento
NORTE
NORDESTE ACRE 214 9
ALAGOAS 992 55 AMAPÁ 193 12
BAHIA 4610 399 AMAZONAS 936 100
CEARÁ 2684 146 PARÁ 2277 80
MARANHÃO 1889 64 RONDÔNIA 551 39
PARAÍBA 1131 123 RORAIMA 145 5
PERNAMBUCO 2765 207 TOCANTINS 489 7
PIAUÍ 939 17 SUL
RIO GRANDE DO NORTE 1013 71 PARANÁ 3492 377
SERGIPE 674 28 RIO GRANDE DO SUL 3503 601
SANTA CATARINA 2081 350 Fonte: Elaboração própria.
Para o cálculo da estimativa da área de telhados serão utilizados os valores das áreas
médias por tipo de domicílio propostos por Ghisi (2006). O autor estima em seu estudo uma
área de telhado média de 85m² por casa e 3.75m² por pessoa para apartamento, o que retorna
aproximadamente 15m² por apartamento. Outra estimativa necessária para o cálculo da área de
telhados é o fator de aproveitamento do telhado, valor este que varia muito em decorrência do
local e das características dos domicílios. L. K. Wiginton et al. apresenta em seu estudo um
processo de redução da área que leva em consideração a orientação dos domicílios, a
porcentagem dos seus tipos e o uso e sombreamento dos telhados. Além de listar diversos
estudos sobre a fração da área de telhado disponível, em que é possível observar que os valores
variam entre 0,3 e 0,9, dependendo do método utilizado.
Devido à falta de literatura no Brasil sobre o fator de redução para o aproveitamento da
área do telhado serão considerados três cenários: 1) conservador, com fator de aproveitamento
0,3; 2) intermediário, com fator de aproveitamento 0,6; e 3) conveniente solar, com fator de
aproveitamento 0,9.
Com os dados obtidos do PNAD e com os fatores adotados a partir da literatura pode-
se calcular a área aproveitável de telhado. A metodologia detalhada para o cálculo é
apresentada.
𝐴𝑇𝑒𝑇 = (𝐷𝐶𝐴 ∙ 𝐴𝑇𝑒𝐶𝐴) + (𝐷𝐴𝑃 ∙ 𝐴𝑇𝑒𝐴𝑃) (5)
Onde: 𝐴𝑇𝑒𝑇 = Área total de telhados em domicílios [m²];
𝐷𝐶𝐴 = Número de domicílios do tipo casa;
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36
𝐴𝑇𝑒𝐶𝐴 = Área de telhado média por casa [m²];
𝐷𝐴𝑃 = Número de domicílios do tipo apartamento;
𝐴𝑇𝑒𝐴𝑃 = Área de telhado média por apartamento [m²];
𝐴𝑇𝑒𝐴𝑃𝑅 = 𝐴𝑇𝑒𝑇 ∙ 𝐹𝐴𝑃𝑅 (6)
Onde: 𝐴𝑇𝑒𝐴𝑃𝑅 = Área de telhados aproveitável em domicílios [m²];
𝐹𝐴𝑃𝑅 = Fator de aproveitamento;
Aplicando esta metodologia para cada UF e considerando os três cenários propostos, 1)
conservador, 2) intermediário e 3) conveniente solar, obtém-se a Tabela 4.3:
Tabela 4.3 - Mapeamento de telhados residenciais por UF
Região/UF Área telhado
total (km²)
Área telhado aproveitável Cen.1 (km²)
Área telhado aproveitável Cen.2 (km²)
Área telhado aproveitável Cen.3 (km²)
CENTRO-OESTE
DF 63.865 19.160 38.319 57.479
GO 179.830 53.949 107.898 161.847
MT 90.625 27.188 54.375 81.563
MS 74.515 22.355 44.709 67.064
NORDESTE
AL 85.145 25.544 51.087 76.631
BA 397.835 119.351 238.701 358.052
CE 230.330 69.099 138.198 207.297
MA 161.525 48.458 96.915 145.373
PB 97.980 29.394 58.788 88.182
PE 238.130 71.439 142.878 214.317
PI 80.070 24.021 48.042 72.063
RN 87.170 26.151 52.302 78.453
SE 57.710 17.313 34.626 51.939
NORTE
AC 18.325 5.498 10.995 16.493
AP 16.585 4.976 9.951 14.927
AM 81.060 24.318 48.636 72.954
PA 194.745 58.424 116.847 175.271
RO 47.420 14.226 28.452 42.678
RR 12.400 3.720 7.440 11.160
TO 41.670 12.501 25.002 37.503
SUDESTE
ES 98.815 29.645 59.289 88.934
MG 536.245 160.874 321.747 482.621
RJ 416.515 124.955 249.909 374.864
SP 1122.345 336.704 673.407 1010.111
UNIFEI – ISEE Trabalho Final de Graduação
37
Continuação Tabela 4.3
Região/UF Área telhado
total (km²)
Área telhado aproveitável Cen.1 (km²)
Área telhado aproveitável Cen.2 (km²)
Área telhado aproveitável Cen.3 (km²)
SUL
PR 302.475 90.743 181.485 272.228
RS 306.770 92.031 184.062 276.093
SC 182.135 54.641 109.281 163.922 Fonte: Elaboração própria
4.2.3 Eficiência dos componentes
Um SFCR possui perdas durante o seu processo de conversão de energia, devido à
fatores climáticos, intrínsecos dos componentes e, também, do local de sua instalação. No
entanto, as perdas mais significativas são decorrentes da eficiência dos módulos fotovoltaicos
e do inversor. Segundo CRESESB (2012), a eficiência máxima, sob determinada condição de
carga, que os inversores atingem varia de 0,98 a 0,94. Enquanto que os módulos fotovoltaicos
de silício, que são os mais presentes no mercado, possuem eficiência em produção de 0,14 a
0,18. Desta forma, nesse estudo serão considerados inversores com eficiência de 0,94 e módulos
fotovoltaicos com eficiência de 0,14. A eficiência total do sistema é calculada.
𝜂𝑇 = 𝜂𝐼𝑛𝑣 ∙ 𝜂𝑀𝐹 (7)
Onde: 𝜂𝑇 = Eficiência total do sistema
𝜂𝐼𝑛𝑣 = Eficiência do inversor
𝜂𝑀𝐹 = Eficiência do módulo fotovoltaico
Então, obtém-se uma eficiência global de 0,13.
4.2.4 Potencial técnico fotovoltaico
Para o cálculo da irradiação total nos telhados por UF deve-se multiplicar a irradiação
média por m² pela área aproveitável de telhados, segundo a Equação 8. Considera-se também
um fator de eficiência na conversão da energia incidente.
𝐼𝑇 = 𝐼𝑀𝐴 ∙ 𝐴𝑇𝑒𝐴𝑃𝑅 ∙ 𝜂𝑇 (8)
Onde: 𝐼𝑇 = Irradiação solar no plano inclinado total na área de telhados aproveitável
[Wh/dia];
𝐼𝑀𝐴 = Média anual da irradiação solar no plano inclinado [Wh/m²/dia];
UNIFEI – ISEE Trabalho Final de Graduação
38
Aplicando esta equação para cada UF e levando em consideração os cenários A) e B)
propostos na metodologia escolhida, resulta a Tabela 4.4.
Tabela 4.4 - Potencial Fotovoltaico em telhados residenciais por UF
Região/UF
Total de irradiação solar no plano inclinado na área de telhado aproveitável (GWh/dia)
Cen.1A Cen.1B Cen.2A Cen.2B Cen.3A Cen.3B
CENTRO-OESTE
DF 13,59 14,16 27,17 28,32 40,76 42,47
GO 37,13 41,21 74,26 82,41 111,39 123,62
MT 16,12 19,74 32,24 39,49 48,35 59,23
MS 14,62 16,08 29,23 32,17 43,85 48,25
NORDESTE
AL 16,75 19,13 33,51 38,27 50,26 57,40
BA 72,85 96,74 145,69 193,47 218,54 290,21
CE 48,17 55,14 96,34 110,29 144,50 165,43
MA 29,86 36,53 59,73 73,07 89,59 109,60
PB 20,04 23,48 40,08 46,97 60,12 70,45
PE 46,83 56,04 93,66 112,08 140,48 168,12
PI 16,98 19,18 33,95 38,35 50,93 57,53
RN 18,51 20,85 37,02 41,70 55,52 62,56
SE 11,74 12,88 23,48 25,76 35,22 38,65
NORTE
AC 3,28 3,48 6,56 6,96 9,84 10,43
AP 2,88 3,38 5,77 6,76 8,65 10,14
AM 12,78 15,94 25,56 31,87 38,34 47,81
PA 32,81 40,43 65,61 80,85 98,42 121,28
RO 8,07 9,37 16,14 18,74 24,21 28,12
RR 2,10 2,65 4,20 5,31 6,30 7,96
TO 8,12 9,53 16,24 19,05 24,37 28,58
SUDESTE
ES 18,10 21,05 36,20 42,10 54,30 63,15
MG 97,45 127,51 194,90 255,03 292,35 382,54
RJ 70,92 87,37 141,85 174,73 212,77 262,10
SP 170,15 241,53 340,30 483,07 510,45 724,60
SUL
PR 45,16 63,27 90,33 126,53 135,49 189,80
RS 50,58 62,85 101,15 125,69 151,73 188,54
SC 27,20 35,60 54,39 71,20 81,59 106,80 Fonte: Elaboração própria
UNIFEI – ISEE Trabalho Final de Graduação
39
4.2.5 Resultados
Da metodologia aplicada ao levantamento do potencial técnico de geração solar foi
elaborada a Figura 4.4 contendo os mapas de potencial técnico de geração fotovoltaica em
telhados de residências por unidade federativa em cada cenário adotado (Tabela 4.5).
Tabela 4.5 - Cenários de estudo
Cenários Conservador (fator de aproveitamento 0.3)
Intermediário (fator de aproveitamento 0.6)
Conveniente solar (fator de aproveitamento 0.9)
Menor valor de irradiação solar na UF
1A 2A 3A
Maior valor de irradiação solar na UF
1B 2B 3B
Fonte: Elaboração própria
Para o levantamento deste estudo do potencial em carácter nacional foi necessário que
algumas premissas fossem adotadas, devido à falta de dados na escala escolhida. Apesar disso,
a metodologia resultou em dados que nos permitem ter uma noção da faixa do potencial de cada
unidade federativa e poder compará-las. Dos mapas observa-se que nas regiões mais povoadas
existem os maiores potenciais de geração, isso se deve a compensação da menor irradiação pela
maior quantidade de domicílios, ou seja, maior área de telhados.
Mapa 1 – Cenário 1A
GWh/dia
2.10 – 10.00
10.01 – 30.00
30.01 – 70.00
70.01 – 100.00
100.01 – 170.15
Mapa 2 – Cenário 1B
GWh/dia
2.65 – 20.00
20.01 – 50.00
50.01 – 100.00
100.01 – 200.00
200.01 – 241.53
Figura 4.4 - Mapas de Potencial Técnico de Geração Fotovoltaica em telhados de residências
por UF
UNIFEI – ISEE Trabalho Final de Graduação
40
Fonte: Elaboração própria
4.3 Consumo de energia elétrica por unidade federativa
A demanda se torna um dado interessante para ser estudado, já que a partir dela e do
potencial analisados em mesma escala é possível observar as condições quanto ao
aproveitamento fotovoltaico. Então, para a estimativa da demanda total por unidade federativa
serão utilizados os dados do Anuário Estatístico de Energia Elétrica 2017 fornecido pela
Empresa de Pesquisas Energéticas (EPE) com ano base 2016.
O anuário disponibiliza para o panorama nacional o consumo de energia elétrica
dividido por setores, assim a Tabela 4.6 apresenta o consumo residencial por região e UF.
Mapa 5 – Cenário 3A
GWh/dia
6.30 – 50.00
50.01 – 150.00
150.01 – 250.00
250.01 – 400.00
400.01 – 510.45
Mapa 6 – Cenário 3B
GWh/dia
7.96 – 50.00
50.01 – 150.00
150.01 – 250.00
250.01 – 500.00
500.01 – 724.60
GWh/dia
4.20 – 30.00
30.01 – 70.00
70.01 – 130.00
130.01 – 230.00
230.01 – 340.30
Mapa 3 – Cenário 2A
GWh/dia
5.31 – 40.00
40.01 – 100.00
100.01 – 170.00
170.01 – 300.00
300.01 – 483.07
Mapa 4 – Cenário 2B
Continuação Figura 4.4
UNIFEI – ISEE Trabalho Final de Graduação
41
Tabela 4.6 - Consumo residencial anual por UF (2016)
Região/UF Consumo anual residencial 2016
(GWh)
Região/UF Consumo anual residencial 2016
(GWh)
NORTE
CENTRO-OESTE AC 448
DF 2252 AP 621
GO 4383 AM 2125
MT 2550 PA 3746
MS 1791 RO 1151
NORDESTE RR 471
AL 1307 TO 914
BA 6889 SUDESTE
CE 4129 ES 2386
MA 3125 MG 10613
PB 1812 RJ 13706
PE 4852 SP 38091
PI 1629 SUL
RN 2082 PR 7003
SE 1086 RS 8273
SC 5438 Fonte: Elaboração própria
4.4 Comparação potencial técnico fotovoltaico contra consumo
A fim de se estudar a capacidade de suprir o consumo elétrico residencial pela geração
fotovoltaica serão relacionados o potencial técnico fotovoltaico com o consumo de energia
elétrica nas residências. Para esta análise o cenário 1A será o escolhido, já que dentre os
cenários adotados representa o pior caso – menor valor de irradiação na UF e menor fator de
aproveitamento – desta forma a análise tendo um resultado positivo significa que, teoricamente,
os estados possuem condições de suprir seu consumo integralmente.
Da Tabela 4.4 (Potencial Fotovoltaico em telhados residenciais por UF) obtém-se os
valores de irradiação em GWh/dia e da Tabela 4.6 (Consumo residencial anual por UF (2016)),
os valores de consumo em GWh. Com estes dados e o procedimento a ser apresentado pode-se
calcular a capacidade das UF em suprir seu consumo.
𝐼𝑇𝑎 = 𝐼𝑇 ∙ 365 (9)
Onde: 𝐼𝑇𝑎 = Irradiação solar total anual na área de telhados aproveitável [Wh];
𝐶𝑃 =
𝐼𝑇𝑎
𝐶𝐴𝑅
(10)
Onde: 𝐶𝑃 = Capacidade de suprimento da energia;
𝐶𝐴𝑅 = Consumo anual residencial [GWh];
UNIFEI – ISEE Trabalho Final de Graduação
42
Tabela 4.7 - Capacidade de suprimento de energia por UF
Região/UF Capacidade de
suprimento de energia Região/UF
Capacidade de suprimento de energia
NORTE
CENTRO-OESTE AC 267%
DF 220% AP 169%
GO 309% AM 219%
MT 231% PA 320%
MS 298% RO 256%
NORDESTE RR 163%
AL 468% TO 324%
BA 386% SUDESTE
CE 426% ES 277%
MA 349% MG 335%
PB 404% RJ 189%
PE 352% SP 163%
PI 380% SUL
RN 324% PR 235%
SE 395% RS 223%
SC 183% Fonte: Elaboração própria.
Da Figura 4.5, percebe-se que o potencial de geração é de 1,6 até quase 4,7 vezes o
consumo de energia elétrica (ano base 2016) na UF fazendo com que, ao menos em teoria, todas
as UF tenham condições de suprir seu consumo totalmente. Além disso, considerando o
aumento do número de domicílios e aprimoramento da tecnologia dos sistemas fotovoltaicos
em geral o potencial tende apenas a aumentar.
Fonte: Elaboração própria
%
163 – 209
210 – 269
270 – 329
330 – 399
400 – 468
Figura 4.5 - Capacidade de suprimento de energia/UF
UNIFEI – ISEE Trabalho Final de Graduação
43
5 Análise Econômica dos Sistemas Fotovoltaicos
O capítulo tem a finalidade de definir uma residência modelo além de apresentar e
implementar o modo como se dará a análise econômica dos consumidores residenciais em cada
unidade federativa tendo como bases a tarifa da principal concessionária distribuidora de
energia elétrica e o consumo médio da residência modelo, ambos definidos por unidade
federativa.
5.1 Residência modelo
Para a definição de uma residência modelo para o presente estudo é considerado o
Sistema de Compensação de Energia Elétrica no formato de Autoconsumo Remoto, em que a
própria unidade consumidora irá utilizar os créditos em energia gerados por ela. De acordo com
a regulação vigente não é permitida a venda do excedente de energia gerada para outros
consumidores, desta forma a geração de energia elétrica fica limitada ao consumo médio mensal
do domicílio descontado o consumo mínimo para os consumidores de baixa tensão, a chamada
disponibilidade da energia elétrica imposta pelas concessionárias.
Para a definição do sistema fotovoltaico conectado à rede a ser empregado nas
residências modelo para cada unidade federativa será utilizada uma metodologia para o seu
dimensionamento. A metodologia será apresentada e explicada a fim de ser aplicada em cada
estado, obtendo um sistema base por unidade federativa.
5.1.1 Dimensionamento básico do sistema fotovoltaico conectado à rede
O dimensionamento do sistema fotovoltaico é a adequação dos módulos fotovoltaicos e
sua necessidade de geração para suprir a demanda da unidade consumidora junto com a energia
radiante recebida do sol. Portanto, o sistema envolve a orientação dos módulos, a
disponibilidade da área, a disponibilidade do recurso solar e o consumo da unidade. As
principais etapas do projeto podem ser definidas como: 1-análise do consumo de energia
elétrica; 2-levantamento do potencial solar disponível; 3-dimensionamento do gerador
fotovoltaico; 4-dimensionamento do inversor.
5.1.1.1 Análise do consumo de energia elétrica
A legislação do setor elétrico prevê o custo de disponibilidade, que varia de acordo com
o tipo de ligação entre a unidade consumidora e a rede sendo faturado independentemente de
UNIFEI – ISEE Trabalho Final de Graduação
44
ter sido consumida no período de faturamento. Desta forma, não é conveniente gerar toda a
energia consumida, já que o valor referente a disponibilidade será sempre contabilizado, então
é gerado um valor apenas para compensação da energia elétrica. Este valor é definido na
Equação 11.
𝐸𝐶 = 𝐸𝑀 − 𝐷 (11)
Onde: 𝐸𝐶 = Energia de Compensação média mensal [kWh/mês];
𝐸𝑀 = Consumo Residencial médio mensal [kWh/mês];
𝐷 = Disponibilidade [kWh/mês].
Para o dimensionamento do SFCR utiliza-se o valor da geração diária, a fim de que seja
determinada a potência ideal do sistema para suprir essa demanda diária média. Este valor é
obtido conforme a Equação 12.
𝐸𝐶𝐷 =
𝐸𝐶
30
(12)
Onde: 𝐸𝐶𝐷 = Energia de Compensação média diária [kWh/dia];
5.1.1.2 Levantamento do potencial solar disponível
Busca-se quantificar a irradiação solar disponível incidente sobre os módulos
fotovoltaicos. Para a análise são utilizados os valores de mínima anual da irradiação solar no
plano inclinado na latitude arranjados por unidade federativa, já obtidos no Levantamento do
Potencial Solar (Tabela 4.1), estes valores foram adotados como referência no projeto dos
sistemas para que seja garantida a demanda de energia elétrica durante todo o ano.
Para a estimativa de geração de energia elétrica são ignoradas as variações de irradiação
solar a cada instante e é considerada a energia elétrica total convertida em um intervalo horário.
Assim, define-se o número de horas de sol pleno – HSP – que expressa a energia solar
acumulada durante um dia. O módulo fotovoltaico irá gerar sua potência de pico quando a
irradiância solar incidente nele for de 1 kW/m², então o HSP reflete o número de horas
necessárias de irradiância solar constante deste valor para que a energia resultante seja
equivalente a disponibilizada durante um dia. A Equação 13 apresenta o cálculo para esta
grandeza.
𝐻𝑆𝑃 =
𝐼𝑀𝐴
𝐼𝐶
(13)
Onde: 𝐻𝑆𝑃 = Horas de Sol Pleno [h/dia];
𝐼𝑀𝐴 = Média anual de irradiação solar no plano inclinado [kWh/m²/dia];
𝐼𝐶 = Irradiância solar constante e igual a 1 [kW/m²];
UNIFEI – ISEE Trabalho Final de Graduação
45
5.1.1.3 Dimensionamento do gerador fotovoltaico
O sistema será determinado pela sua potência de pico, que é a potência máxima que o
arranjo dos módulos fotovoltaicos poderá gerar e injetar na rede de distribuição. A potência
pico é calculada conforme a Equação 14. Desta forma, com a radiação solar diária, o sistema
irá produzir sua potência pico multiplicada pela radiação solar, ou seja, sua energia consumida
diariamente.
𝑃𝑝𝑖𝑐𝑜 =
𝐸𝐶𝐷
𝐻𝑆𝑃
(14)
Onde: 𝑃𝑝𝑖𝑐𝑜 = Potência pico do SFCR [kWp];
A partir do valor de potência pico do sistema, calcula-se a quantidade de módulos
fotovoltaicos a serem utilizados pela Equação 15.
𝑁𝑚 =
𝑃𝑝𝑖𝑐𝑜
𝑀𝐹𝑝𝑖𝑐𝑜∙ 1000
(15)
Onde: 𝑁𝑚 = Número de módulos fotovoltaicos;
𝑀𝐹𝑝𝑖𝑐𝑜 = Potência pico do módulo fotovoltaico escolhido [Wp];
Com o número de módulos fotovoltaicos e suas dimensões é possível estimar a área de
telhado ocupada pelo sistema, como na Equação 16.
𝐴𝑆𝐹𝐶𝑅 = 𝑁𝑚 ∙ 𝐿𝑚 ∙ 𝐶𝑚 (16)
Onde: 𝐴𝑆𝐹𝐶𝑅 = Área ocupada pelos módulos fotovoltaicos [m²];
𝐿𝑚 = Largura do módulo fotovoltaico [m];
𝐶𝑚 = Comprimento do módulo fotovoltaico [m];
5.1.1.4 Dimensionamento do inversor
Para o dimensionamento do inversor considera-se a potência do gerador fotovoltaico e
suas características elétricas, além do local a ser instalado e da robustez das estruturas de
suporte. Na escolha do fabricante deve-se considerar se o equipamento está em conformidade
com as normas e certificações do Inmetro para que possa ser instalado e aceito pelas
concessionárias de energia.
Como os inversores possuem um elevado custo, seu dimensionamento deve ser tal que
não opere durante grandes intervalos de tempo em potências demasiadamente abaixo da
nominal e nem sobrecarregado de forma a otimizar o equipamento obtendo um custo final da
energia gerada mais competitivo. Portanto, recomenda-se que a potência do inversor deve ser
igual a potência nominal da geração.
UNIFEI – ISEE Trabalho Final de Graduação
46
A faixa de tensão de operação do inversor deve ser compatível com a tensão do gerador
fotovoltaico, assim, dados como a máxima tensão do sistema devem ser considerados no
dimensionamento. Esta tensão máxima irá ocorrer quando o painel estiver em circuito aberto e
em baixas temperaturas, como ao nascer do sol durante o inverno. Para determinar a tensão do
módulo em temperaturas diferentes da nominal deve-se verificar seu coeficiente de temperatura
da tensão de circuito aberto. Além da tensão, a corrente máxima CC do inversor também é
verificada através do cálculo do número máximo de fileiras de módulos conectados em paralelo.
5.1.1.5 Considerações
Através do dimensionamento básico do sistema fotovoltaico obtém-se uma estimativa
do sistema a ser instalado, suas características e geração. No entanto, são necessárias correções
baseadas na verificação das reais condições da instalação do arranjo fotovoltaico para obter
resultados mais refinados. Como a análise proposta neste trabalho tem caráter nacional, a
aquisição dos dados reais destas condições é difícil por não se ter um local específico da
instalação. Porém, os resultados do dimensionamento básico retornaram os dados necessários
para a análise com qualidade apropriada. Serão apresentadas algumas das correções e
considerações necessárias para o resultado mais preciso da geração do SFCR.
O módulo fotovoltaico é especificado pela sua potência de pico, no entanto, as
características e informações de desempenho disponibilizadas pelo fabricante referem-se às
condições padrões de teste (Standard Test Conditions - STC), a 1000 W/m² e 25⁰ C, portanto
ao projetar um sistema é necessário corrigir os parâmetros em relação às condições reais de
operação. São corrigidos: a potência pico – que irá apresentar um valor inferior devido a perda
de potência com o aumento da temperatura, sendo necessário após a correção recalcular o
número de painéis do sistema; a tensão mínima do módulo – é utilizada para dimensionar o
inversor já que um nível de tensão mínimo deve ser entregue pelo conjunto de módulos para
que o inversor opere, a partir do valor corrigido é calculada a quantidade mínima de módulos
fotovoltaicos por string; tensão máxima do módulo – é utilizada para dimensionar o inversor,
consiste no nível de tensão máximo a ser entregue pelo conjunto de módulos instalados para
que o inversor não tenha sua proteção interna atuando; e, a corrente máxima do módulo – é a
corrente de curto circuito do módulo, através dela será determinado o número máximo de
strings que podem ser conectadas em paralelo, definindo a corrente máxima de entrada no
inversor.
UNIFEI – ISEE Trabalho Final de Graduação
47
5.1.2 Consumo residencial médio por UF
Para se determinar a demanda de uma unidade consumidora pode-se somar as energias
consumidas por cada equipamento a partir de uma tabela onde são listados os equipamentos,
suas potências, seu tempo de uso diário e os dias de utilização por semana. No entanto, como o
estudo a ser realizado propõe uma análise em caráter nacional, em que dados de número médio
de equipamentos por residência e por estado são escassos, considerou-se o consumo residencial
por estado fornecido pelo Anuário Estatístico de Energia Elétrica 2017. O anuário fornece o
consumo e o número de consumidores discriminados pelos setores: residencial, comercial,
industrial, rural e poder público; desta forma obtém-se do consumo residencial o consumo das
casas e apartamentos por estado.
Para a definição da residência modelo é necessário o consumo médio de uma residência
em cada estado, logo com os dados de consumo residencial anual total e número total de
consumidores residenciais, consegue-se este dado conforme Equação 17.
𝐶𝑅𝑀 =
𝐶𝑅𝐴 ∙ 106
𝑁𝐶𝑜𝑅𝑒 ∙ 12
(17)
Onde: 𝐶𝑅𝑀 = Consumo residencial médio [kWh];
𝐶𝑅𝐴 = Consumo residencial anual total [GWh];
𝑁𝐶𝑜𝑅𝑒 = Número de consumidores residenciais;
Realizando o cálculo proposto para cada unidade federativa obtém-se o consumo
residencial médio por UF, como apresentado na Tabela 5.1.
UNIFEI – ISEE Trabalho Final de Graduação
48
Tabela 5.1 - Consumo residencial médio por UF
Região/UF Consumo Residencial
Médio [kWh/mês]
Região/UF
Consumo Residencial Médio [kWh/mês]
NORTE
CENTRO-OESTE AC 185
DF 207 AP 292
GO 151 AM 218
MT 206 PA 149
MS 174 RO 218
NORDESTE RR 315
AL 106 TO 166
BA 111 SUDESTE
CE 131 ES 159
MA 124 MG 124
PB 115 RJ 175
PE 127 SP 191
PI 126 SUL
RN 144 PR 157
SE 115 RS 182 SC 202
Fonte: Elaboração própria
5.1.3 Dimensionamento do SFCR por UF
Com os dados de consumo médio mensal e irradiação solar é possível o
dimensionamento do sistema fotovoltaico conectado à rede. São exibidos os resultados para
cada UF baseados na metodologia para o dimensionamento básico de um SFCR apresentada.
Além disso, são dimensionados: os sistemas pela energia de compensação média considerando
as três faixas de custo de disponibilidade e o sistema apenas pelo consumo residencial médio.
5.1.3.1 Sistema para ligação monofásica
Dos cálculos apresentados para o dimensionamento básico e considerando uma unidade
consumidora com ligação monofásica, isto é, possuindo um custo de disponibilidade em energia
de 30 kWh, resulta a Tabela 5.2.
UNIFEI – ISEE Trabalho Final de Graduação
49
Tabela 5.2 - Dimensionamento SFCR (Ec=Em-30)
Região/UF Nm Ppico [kWp]
Asfcr [m²]
Inversor [kW]
Região/UF Nm Ppico [kWp]
Asfcr [m²]
Inversor [kW]
NORTE
CENTRO-OESTE AC 4,00 1,30 7,78 2,00
DF 4,00 1,30 7,78 2,00 AP 7,00 2,28 13,61 3,00
GO 3,00 0,98 5,83 1,00 AM 5,00 1,63 9,72 2,00
MT 5,00 1,63 9,72 2,00 PA 3,00 0,98 5,83 1,00
MS 3,00 0,98 5,83 1,00 RO 5,00 1,63 9,72 2,00
NORDESTE RR 7,00 2,28 13,61 3,00
AL 2,00 0,65 3,89 1,00 TO 3,00 0,98 5,83 1,00
BA 2,00 0,65 3,89 1,00 SUDESTE
CE 2,00 0,65 3,89 1,00 ES 3,00 0,98 5,83 1,00
MA 3,00 0,98 5,83 1,00 MG 3,00 0,98 5,83 1,00
PB 2,00 0,65 3,89 1,00 RJ 4,00 1,30 7,78 2,00
PE 3,00 0,98 5,83 1,00 SP 5,00 1,63 9,72 2,00
PI 2,00 0,65 3,89 1,00 SUL
RN 3,00 0,98 5,83 1,00 PR 4,00 1,30 7,78 2,00
SE 2,00 0,65 3,89 1,00 RS 4,00 1,30 7,78 2,00
SC 5,00 1,63 9,72 2,00
Fonte: Elaboração própria
5.1.3.2 Sistema para a ligação bifásica
Dos cálculos apresentados para o dimensionamento básico e considerando uma unidade
consumidora com ligação bifásica, isto é, possuindo um custo de disponibilidade em energia de
50 kWh, resulta a Tabela 5.3.
UNIFEI – ISEE Trabalho Final de Graduação
50
Tabela 5.3 - Dimensionamento SFCR (Ec=Em-50)
Região/UF Nm Ppico [kWp]
Asfcr [m²]
Inversor [kW]
Região/UF Nm Ppico [kWp]
Asfcr [m²]
Inversor [kW]
NORTE
CENTRO-OESTE AC 4,00 1,30 7,78 2,00
DF 3,00 0,98 5,83 1,00 AP 6,00 1,95 11,67 2,00
GO 2,00 0,65 3,89 1,00 AM 5,00 1,63 9,72 2,00
MT 4,00 1,30 7,78 2,00 PA 3,00 0,98 5,83 1,00
MS 3,00 0,98 5,83 1,00 RO 5,00 1,63 9,72 2,00
NORDESTE RR 7,00 2,28 13,61 3,00
AL 2,00 0,65 3,89 1,00 TO 3,00 0,98 5,83 1,00
BA 2,00 0,65 3,89 1,00 SUDESTE
CE 2,00 0,65 3,89 1,00 ES 3,00 0,98 5,83 1,00
MA 2,00 0,65 3,89 1,00 MG 2,00 0,65 3,89 1,00
PB 2,00 0,65 3,89 1,00 RJ 3,00 0,98 5,83 1,00
PE 2,00 0,65 3,89 1,00 SP 4,00 1,30 7,78 2,00
PI 2,00 0,65 3,89 1,00 SUL
RN 2,00 0,65 3,89 1,00 PR 3,00 0,98 5,83 1,00
SE 2,00 0,65 3,89 1,00 RS 4,00 1,30 7,78 2,00 SC 5,00 1,63 9,72 2,00
Fonte: Elaboração própria
5.1.3.3 Sistema para ligação trifásica
Dos cálculos apresentados para o dimensionamento básico e considerando uma unidade
consumidora com ligação trifásica, isto é, possuindo um custo de disponibilidade em energia
de 100 kWh, resulta a Tabela 5.4.
UNIFEI – ISEE Trabalho Final de Graduação
51
Tabela 5.4 - Dimensionamento SFCR (Ec=Em-100)
Região/UF Nm Ppico [kWp]
Asfcr [m²]
Inversor [kW]
Região/UF Nm Ppico [kWp]
Asfcr [m²]
Inversor [kW]
NORTE
CENTRO-OESTE AC 2,00 0,65 3,89 1,00
DF 3,00 0,98 5,83 1,00 AP 5,00 1,63 9,72 2,00
GO 1,00 0,33 1,94 0,50 AM 4,00 1,30 7,78 2,00
MT 3,00 0,98 5,83 1,00 PA 2,00 0,65 3,89 1,00
MS 2,00 0,65 3,89 1,00 RO 3,00 0,98 5,83 1,00
NORDESTE RR 6,00 1,95 11,67 2,00
AL 1,00 0,33 1,94 0,50 TO 2,00 0,65 3,89 1,00
BA 1,00 0,33 1,94 0,50 SUDESTE
CE 1,00 0,33 1,94 0,50 ES 2,00 0,65 3,89 1,00
MA 1,00 0,33 1,94 0,50 MG 1,00 0,33 1,94 0,50
PB 1,00 0,33 1,94 0,50 RJ 2,00 0,65 3,89 1,00
PE 1,00 0,33 1,94 0,50 SP 3,00 0,98 5,83 1,00
PI 1,00 0,33 1,94 0,50 SUL
RN 1,00 0,33 1,94 0,50 PR 2,00 0,65 3,89 1,00
SE 1,00 0,33 1,94 0,50 RS 3,00 0,98 5,83 1,00
SC 3,00 0,98 5,83 1,00
Fonte: Elaboração própria
5.1.3.4 Sistema desconsiderando o custo de disponibilidade
Dos cálculos apresentados para o dimensionamento básico e considerando uma unidade
consumidora com sua energia de compensação média mensal igual ao seu consumo residencial
médio mensal, isto é, sem o custo de disponibilidade, resulta a Tabela 5.5.
UNIFEI – ISEE Trabalho Final de Graduação
52
Tabela 5.5 - Dimensionamento SFCR (Ec=Em)
Região/UF Nm Ppico [kWp]
Asfcr [m²]
Inversor [kW]
Região/UF Nm Ppico [kWp]
Asfcr [m²]
Inversor [kW]
NORTE
CENTRO-OESTE AC 5,00 1,63 9,72 2,00
DF 4,00 1,30 7,78 2,00 AP 7,00 2,28 13,61 3,00
GO 3,00 0,98 5,83 1,00 AM 6,00 1,95 11,67 2,00
MT 5,00 1,63 9,72 2,00 PA 4,00 1,30 7,78 2,00
MS 4,00 1,30 7,78 2,00 RO 6,00 1,95 11,67 2,00
NORDESTE RR 8,00 2,60 15,55 3,00
AL 3,00 0,98 5,83 1,00 TO 4,00 1,30 7,78 2,00
BA 3,00 0,98 5,83 1,00 SUDESTE
CE 3,00 0,98 5,83 1,00 ES 4,00 1,30 7,78 2,00
MA 3,00 0,98 5,83 1,00 MG 3,00 0,98 5,83 1,00
PB 3,00 0,98 5,83 1,00 RJ 5,00 1,63 9,72 2,00
PE 3,00 0,98 5,83 1,00 SP 6,00 1,95 11,67 2,00
PI 3,00 0,98 5,83 1,00 SUL
RN 3,00 0,98 5,83 1,00 PR 5,00 1,63 9,72 2,00
SE 3,00 0,98 5,83 1,00 RS 5,00 1,63 9,72 2,00
SC 6,00 1,95 11,67 2,00
Fonte: Elaboração própria
5.1.3.5 Considerações para o dimensionamento do SFCR
No dimensionamento dos sistemas observa-se que a potência pico (Ppico) do sistema
fotovoltaico para alguns estados é baixa quando comparada com a potência do inversor solar
definido. Desta maneira, é necessário verificar outros parâmetros do inversor ao invés de sua
potência nominal apenas. Embora seja um dimensionamento básico do SFCR, deve-se garantir
a compatibilidade entre a tensão do gerador fotovoltaico com a faixa de tensão do inversor.
Portanto, nestes casos é necessário que o número de módulos (Nm) atendam aos requisitos.
Todos os dimensionamentos realizados atenderam a compatibilidade de tensão, assim, não foi
necessário fazer a correção de nenhum deles.
Conforme a Equação 15 apresenta, a potência de pico do módulo fotovoltaico é
necessária para o cálculo do número de módulos fotovoltaicos. Para a definição do módulo
fotovoltaico utilizado no SFCR são necessárias algumas considerações, como: garantia do
painel fotovoltaico – existem fabricantes que garantem uma potência mínima de 25 anos a 80%
da potência original; a eficiência do painel – no entanto quanto maior a eficiência mais caro
será o componente, sendo necessário analisar seu preço por geração (R$/W); a tolerância de
potência – indica a variação entre a potência do datasheet do painel com a energia real gerada;
UNIFEI – ISEE Trabalho Final de Graduação
53
o coeficiente de temperatura – descreve o rendimento do módulo com o aumento da
temperatura.
Após a análise destes critérios optou-se pela utilização de um módulo fotovoltaico de
potência nominal de 325 W (CanadianSolar CS6U-325P) para o dimensionamento dos SFCR,
a Figura 5.1 exibe os parâmetros técnicos do módulo escolhido.
Fonte: CanadianSolar Inc. (2016)
Para a definição do inversor solar utilizado no sistema também devem ser considerados
alguns parâmetros do equipamento, como: a potência do inversor – depende da potência do
sistema que se quer instalar, dos geradores fotovoltaicos; a faixa de tensão de operação – define
o número mínimo e máximo de módulos na string (conexão série), a tensão mínima de
funcionamento é a tensão de entrada em corrente contínua, que deve ser alcançada pelo arranjo
para que o inversor entre em operação; homologação – os inversores grid-tie (inversores para
a conexão e sincronização à rede pública de energia elétrica) devem estar em conformidade
com as normas exigidas para serem aceitos pelas distribuidoras e então conectados à rede, ou
seja, devem ser homologados pelo Inmetro. Este instituto disponibiliza uma tabela com todos
os modelos etiquetados no Programa Brasileiro de Etiquetagem Fotovoltaico.
Baseado nestas considerações foram escolhidos quatro inversores solares de acordo com
a potência requisitada pelo gerador fotovoltaico e seu número de módulos. Os inversores
possuem potências de 500 W, 1000 W, 2000 W e 3000 W sendo os seguintes equipamentos:
Figura 5.1 - Datasheet do módulo escolhido
UNIFEI – ISEE Trabalho Final de Graduação
54
microinversor APSystems YC500, ecoSolys Ecos1000 e Ecos2000, e Fronius Primo 3.0-1,
respectivamente. As informações técnicas dos inversores são exibidas nas Figuras 5.2, 5.3 e
5.4.
Fonte: APSystems (2016)
Figura 5.3 - Datasheet dos inversores ecoSolys
Fonte: ecoSolys (2018)
Características Técnicas
Dados de Entrada Ecos 1000 Ecos 2000
Potência Fotovoltaica Nominal 1000 W 2000 W
Tensão CC de partida 45 V 45 V
Máxima tensão CC 320 V 380 V
Corrente CC máxima 10A 10A
Faixa de operação MPPT 60~320V 125~380V
Quantidade MPPT 1 1
Conector CC Tipo MC4
Dados de Saída Ecos 1000 Ecos 2000
Potência nominal de saída 1000 W 2000 W
Máxima potência CA 1100 W 2200 W
Tensão nominal de saída 220V 220V
Corrente nominal de saída 4,7A 9,0A
Frequência nominal de saída 60 Hz 60 Hz
Eficiência 93% 96,6%
THD <0,5% <0,5%
Faixa de operação CA 57,5~62Hz; 176~242Vca
Fator de potência 1 1
Conexão CA Monofásica/bifásica
Figura 5.2 - Datasheet do microinversor APSystems
UNIFEI – ISEE Trabalho Final de Graduação
55
Figura 5.4 - Datasheet do inversor Fronius
Fonte: Fronius (2015)
5.1.4 Custo dos SFCR dimensionados
O custo dos sistemas fotovoltaicos é determinado pelo valor de aquisição dos
componentes do sistema, como: módulos fotovoltaicos, inversor, estruturas de suporte,
cabeamento e pelo valor da instalação e projeto do SFCR. Através do dimensionamento básico
foram determinados quais componentes seriam utilizados no sistema fotovoltaico e sua
quantidade, o que possibilita uma primeira estimativa de custo. No entanto, para a determinação
do valor final para a instalação do sistema projetado devem ser considerados os custos dos
demais componentes e da mão de obra e projeto, para estes “demais custos” será adotado uma
porcentagem do valor final do sistema.
A Tabela 5.6 apresenta os valores para a estimativa de preço do sistema fotovoltaico.
Os preços dos módulos fotovoltaicos e dos inversores são baseados nas médias dos valores
ofertados em lojas online do setor elétrico fotovoltaico e os “demais custos” é a adoção de uma
porcentagem sobre o valor final do sistema.
Tabela 5.6 - Custos dos componentes do SFCR
Componente Preço
Módulo fotovoltaico CanadianSolar CS6U-325P R$ 804,00
Microinversor Grid-Tie 0.5kW sem WI-FI APSystems - YC500 R$ 1.397,50
Inversor ecoSolys Ecos1000 R$ 1.949,00
Inversor ecoSolys Ecos2000 R$ 2.937,50
Inversor Fronius Primo 3.0-1 R$ 7.282,96
Demais custos (cabeamento, estrutura, mão de obra, projeto) 35%
Fonte: Elaboração própria
DADOS DE ENTRADA PRIMO 3.0-1 Max. corrente de entrada (Idc max1 / Idc max2) 12.0 A / 12.0 A
Max. conjunto corrente curto-circuito (MPP1 /MPP2) 18.0 A / 18.0 A
Min. tensão de entrada (Udc min) 80 V
Feed-in tensão de entrada (Udc start) 80 V
Tensão nominal de entrada (Udc,r) 710 V
Max. tensão de entrada (Udc max) 1,000 V
Faixa de tensão MPP (Umpp min - Umpp max) 200 - 800 V
Numeros de rastreadores MPP 2
Numero de conexões CC 2 + 2
DADOS DE SAÍDA PRIMO 3.0-1 Tensão nominal de saída (Pac,r) 3,000 W
Max.potência de saida 3,000 VA
Max. corrente de saída (Iac max) 13.0 A
Conexão a rede (faixa de tensão) 1 ~ NPE 220 V / 230 V (180 V - 270 V)
Frequencia 50 Hz / 60 Hz (45 - 65 Hz)
Distorção harmônica total < 5 %
Fator de potência (cos φac,r) 0.85 - 1 ind. / cap.
UNIFEI – ISEE Trabalho Final de Graduação
56
O cálculo de custo final dos sistemas dimensionados por UF é apresentado pela Equação
18.
𝐶𝑓𝑖𝑛𝑎𝑙 =
(𝑁𝑚 ∙ 𝐶𝑚𝑓) + 𝐶𝑖𝑛𝑣
1 − %𝑑𝑐𝑢𝑠𝑡𝑜𝑠
(18)
Onde: 𝐶𝑓𝑖𝑛𝑎𝑙 = Custo final do sistema fotovoltaico [R$];
𝐶𝑚𝑓 = Custo do módulo fotovoltaico [R$];
𝐶𝑖𝑛𝑣 = Custo do inversor [R$];
%𝑑𝑐𝑢𝑠𝑡𝑜𝑠 = Porcentagem dos “demais custos”;
Aplicando a Equação 18 aos sistemas fotovoltaicos dimensionados por UF nos casos
em que a disponibilidade é considerada (30 kWh, 50 kWh e 100 kWh) e desconsiderada, obtém-
se a Tabela 5.7.
Tabela 5.7 - Custo de instalação dos SFCR
Região/UF
Custo Final
SFCR D=30kWh
SFCR D=50kWh
SFCR D=100kWh
SFCR D=0kWh
CENTRO-OESTE
DF R$ 9.466,92 R$ 6.709,23 R$ 6.709,23 R$ 9.466,92
GO R$ 6.709,23 R$ 5.472,31 R$ 3.386,92 R$ 6.709,23
MT R$ 10.703,85 R$ 9.466,92 R$ 6.709,23 R$ 10.703,85
MS R$ 6.709,23 R$ 6.709,23 R$ 5.472,31 R$ 9.466,92
NORDESTE
AL R$ 5.472,31 R$ 5.472,31 R$ 3.386,92 R$ 6.709,23
BA R$ 5.472,31 R$ 5.472,31 R$ 3.386,92 R$ 6.709,23
CE R$ 5.472,31 R$ 5.472,31 R$ 3.386,92 R$ 6.709,23
MA R$ 6.709,23 R$ 5.472,31 R$ 3.386,92 R$ 6.709,23
PB R$ 5.472,31 R$ 5.472,31 R$ 3.386,92 R$ 6.709,23
PE R$ 6.709,23 R$ 5.472,31 R$ 3.386,92 R$ 6.709,23
PI R$ 5.472,31 R$ 5.472,31 R$ 3.386,92 R$ 6.709,23
RN R$ 6.709,23 R$ 5.472,31 R$ 3.386,92 R$ 6.709,23
SE R$ 5.472,31 R$ 5.472,31 R$ 3.386,92 R$ 6.709,23
NORTE
AC R$ 9.466,92 R$ 9.466,92 R$ 5.472,31 R$ 10.703,85
AP R$ 19.863,02 R$ 11.940,77 R$ 10.703,85 R$ 19.863,02
AM R$ 10.703,85 R$ 10.703,85 R$ 9.466,92 R$ 11.940,77
PA R$ 6.709,23 R$ 6.709,23 R$ 5.472,31 R$ 9.466,92
RO R$ 10.703,85 R$ 10.703,85 R$ 6.709,23 R$ 11.940,77
RR R$ 19.863,02 R$ 19.863,02 R$ 11.940,77 R$ 21.099,94
TO R$ 6.709,23 R$ 6.709,23 R$ 5.472,31 R$ 9.466,92
UNIFEI – ISEE Trabalho Final de Graduação
57
Continuação Tabela 5.7 - Custo de instalação dos SFCR
Região/UF
Custo Final
SFCR D=30kWh
SFCR D=50kWh
SFCR D=100kWh
SFCR D=0kWh
SUDESTE
ES R$ 6.709,23 R$ 6.709,23 R$ 5.472,31 R$ 9.466,92
MG R$ 6.709,23 R$ 5.472,31 R$ 3.386,92 R$ 6.709,23
RJ R$ 9.466,92 R$ 6.709,23 R$ 5.472,31 R$ 10.703,85
SP R$ 10.703,85 R$ 9.466,92 R$ 6.709,23 R$ 11.940,77
SUL
PR R$ 9.466,92 R$ 6.709,23 R$ 5.472,31 R$ 10.703,85
RS R$ 9.466,92 R$ 9.466,92 R$ 6.709,23 R$ 10.703,85
SC R$ 10.703,85 R$ 10.703,85 R$ 6.709,23 R$ 11.940,77
Fonte: Elaboração própria
Observa-se da Tabela 5.7 que os SFCR com maior custo são para os casos em que o
custo de disponibilidade não é considerado e para o padrão de ligação monofásico, com o custo
de disponibilidade em energia de 30 kWh. Isso era esperado já que estas são as unidades
consumidoras com o consumo mais elevado, isto é, são os sistemas que possuem maior
potência.
Das Tabelas 5.1 e 4.1 também é possível observar que a região Nordeste possui o menor
consumo residencial médio, além de ser a região com as maiores médias de irradiação solar, o
que resulta nos sistemas com menor potência pico e, consequentemente, com o menor custo.
Enquanto que os sistemas mais caros estão concentrados nas regiões Norte e Sul, onde são
encontradas as maiores médias de consumo residencial e menores índices de irradiação solar.
Desta forma, torna-se necessário que os sistemas possuam maiores potência pico instaladas,
encarecendo-os.
5.2 Concessionárias distribuidoras de energia elétrica
As distribuidoras de energia promovem a conexão, o atendimento e a entrega da energia
elétrica ao consumidor do ambiente regulado. A Resolução Normativa Nº414 da ANEEL define
a concessionária (também denominada distribuidora) como o “agente titular de concessão
federal para prestar o serviço público de distribuição de energia elétrica”. Segundo a Associação
Brasileira de Distribuidores de Energia Elétrica – ABRADEE – as distribuidoras presentes no
país são 60% do setor privado aproximadamente, enquanto que as empresas públicas são
responsáveis por 40% da energia distribuída aproximadamente.
O setor de distribuição é regulado e fiscalizado pelo órgão regulador do setor elétrico, a
ANEEL, que também edita resoluções, portarias e normas para o correto funcionamento da
UNIFEI – ISEE Trabalho Final de Graduação
58
distribuição. Como exemplo, existem os Procedimentos de Distribuição de Energia Elétrica no
Sistema Elétrico Nacional – Prodist – que apresentam condições, responsabilidades e
penalidades relativas à conexão, planejamento da expansão, operação e medição da energia
elétrica. São os contratos de concessão das concessionárias que estabelecem regras a respeito
da tarifa, continuidade, segurança e qualidade dos serviços e do atendimento prestado aos
consumidores e usuários, além das penalidades para possíveis irregularidades (ANEEL, 2005).
O serviço público de distribuição de energia elétrica é realizado por concessionárias,
autorizadas e permissionárias, totalizando 115 agentes, entre públicos, privados e de economia
mista, atuando no mercado de distribuição (ANEEL, 2016). Na maioria dos estados, sobretudo
nas regiões Norte e Nordeste, a área de concessão das distribuidoras correspondem aos limites
geográficos estaduais. Enquanto que em outros estados, principalmente em São Paulo e Rio
Grande do Sul, existem concessionárias que abrangem áreas menores. Além de que existem
áreas de concessão descontínuas, ultrapassando o limite do estado-sede da concessionária. A
Figura 5.5 apresenta as áreas de abrangência das distribuidoras.
5.2.1 Definição das principais concessionárias por UF
A ABRADEE possui 43 concessionárias associadas, no entanto, suas associadas são
responsáveis por fornecer energia elétrica para 99,6% dos consumidores brasileiros, logo, os
indicadores fornecidos por esta associação representam a maioria absoluta do mercado. Em seu
banco de dados obtém-se o ranking das concessionárias associadas por número de
consumidores e por consumo de energia elétrica, ambos os gráficos têm como base o ano de
2016 (Figuras 5.6 e 5.7, respectivamente).
Baseado nas informações da ANEEL acerca das regiões de atuação de cada
concessionária e nos rankings de consumo de energia e número de consumidores fornecidos
pela associação, é possível definir a principal concessionária de cada estado, que será utilizada
para a determinação do valor da tarifa aplicado na análise proposta neste trabalho. Assim, dando
prioridade ao número de consumidores em relação a área de abrangência da distribuidora foram
definidas as principais concessionárias responsáveis pela distribuição de energia elétrica por
estado conforme a Tabela 5.8.
UNIFEI – ISEE Trabalho Final de Graduação
59
Fonte: SIGEL (2018)
Figura 5.5 - Áreas de abrangência das concessionárias de energia elétrica
UNIFEI – ISEE Trabalho Final de Graduação
60
Fonte: ABRADEE (2016)
Figura 5.6 - Distribuidoras Associadas ABRADEE 2017 (ref. 2016), por número de
Consumidores (em %)
UNIFEI – ISEE Trabalho Final de Graduação
61
Fonte: ABRADEE (2016)
Figura 5.7 - Distribuidoras Associadas ABRADEE 2017 (ref. 2016), por Consumo
de Energia (em %)
UNIFEI – ISEE Trabalho Final de Graduação
62
Tabela 5.8 - Principais concessionárias por UF
Região/UF Concessionária Região/UF Concessionária NORTE
CENTRO-OESTE AC ED ACRE
DF CEB-D AP CEA
GO ENEL-GO AM ED AMAZONAS
MT ENERGISA MT PA CELPA
MS ENERGISA MS RO ED RONDÔNIA
NORDESTE RR ED RORAIMA
AL ED ALAGOAS TO ENERGISA TO
BA COELBA SUDESTE
CE ENEL-CE ES EDP ES
MA CEMAR MG CEMIG-D
PB ENERGISA PB RJ LIGHT
PE CELPE SP AES Eletropaulo
PI ED PIAUI SUL
RN COSERN PR COPEL-DIS
SE ENERGISA SE RS CEEE-D SC CELESC-D
Fonte: Elaboração própria
5.2.2 Tarifa de energia elétrica
A tarifa de energia elétrica é o valor cobrado por unidade de energia (R$/kWh) e como
as concessionárias prestam um serviço público de distribuição de energia, elas são signatárias
de contratos de concessão junto da ANEEL em que são apresentados métodos regulatórios para
o estabelecimento de preços aos consumidores. A função da tarifa é assegurar aos prestadores
de serviços receita suficiente para cobrir os custos operacionais e remunerar investimentos
necessários para a expansão e garantia da capacidade instalada com qualidade (ANEEL, 2015).
A tarifa dos consumidores residenciais, também classificados como consumidores
cativos já que podem apenas comprar energia elétrica da distribuidora local, são constituídas
por: custos da aquisição, decorrentes da contratação de montantes de energia elétrica através de
leilões; custos do sistema de transmissão, é a Tarifa de Uso do Sistema de Transmissão (TUST);
custos do sistema de distribuição, é a Tarifa de Uso do Sistema de Distribuição (TUSD) que
são devidos aos custos de operação e manutenção da rede de distribuição; custos das perdas
elétricas, que podem ser as perdas técnicas, que são inerentes ao sistema e as não técnicas
devido a práticas ilegais de consumidores na conexão com a distribuidora; e, os encargos
setoriais, que são contribuições instituídas por lei e visam a obtenção de recursos para
necessidades específicas do setor elétrico. Assim, a composição das tarifas pode ser vista como
UNIFEI – ISEE Trabalho Final de Graduação
63
a junção de três de custos: geração + transporte (transmissão e distribuição) + encargos setoriais
(ABRADEE, 2016).
Além da tarifa, os governos federal e estadual cobram o PIS/COFINS e o ICMS,
respectivamente. Tributos com grande relevância na micro e mini geração distribuída no Brasil
já que incidem sobre a tarifa de energia elétrica.
A incidência do Imposto sobre Circulação de Mercadorias e Serviços – ICMS sobre a
energia elétrica produzida na geração distribuída foi estabelecida no Convênio ICMS 6
publicado em 2013 pelo Conselho Nacional de Política Fazendária – CONFAZ em que a base
de cálculo para o tributo seria toda a energia proveniente da distribuidora para a unidade
consumidora, desconsiderando qualquer compensação por energia gerada. Em 2015, o
CONFAZ publicou o Convênio ICMS 16 em que autorizou as unidades federativas a conceder
a isenção nas operações internas quanto à circulação de energia elétrica. Assim, nos estados
aderidos ao novo convênio o tributo incide apenas sobre a diferença entre a energia consumida
e a energia injetada na rede, enquanto que nos estados não aderidos a regra anterior é válida
(ANEEL, 2016).
No Brasil, 25 unidades federativas já possuem a isenção do ICMS para a micro e mini
geração distribuída, sendo eles: Acre, Amapá, Amazonas, Alagoas, Bahia, Ceará, Distrito
Federal, Espírito Santo, Goiás, Maranhão, Mato Grosso, Mato Grosso do Sul, Minas Gerais,
Pará, Paraíba, Pernambuco, Piauí, Rio de Janeiro, Rio Grande do Norte, Rio Grande do Sul,
Rondônia, Roraima, São Paulo, Sergipe e Tocantins. Os estados do Paraná e de Santa Catarina,
embora já tenham aderido ao Convênio ICMS 16/2015 e estejam autorizados a conceder a
isenção, ainda não emitiram sua legislação estadual específica sobre o tema, de modo que o
benefício está em caráter provisório, 48 meses (Blue Sol Energia Solar, 2018).
Com relação ao Programa de Integração Social – PIS e a Contribuição para o
Financiamento da Seguridade Social – COFINS são válidos igualmente para todos os estados,
já que são tributos federais. Foi somente com a publicação da Lei nº13.169/2015 que passou a
existir uma legislação para a cobrança na micro e mini geração distribuída, em que se definiu a
incidência do PIS/COFINS apenas sobre a diferença entre a energia consumida e a energia
injetada na rede (ANEEL, 2016).
Outro custo adicionado a tarifa é a bandeira tarifária, em que um custo sazonal para a
geração de energia elétrica segundo volume de chuvas, época do ano, disponibilidade hídrica é
sinalizado diretamente ao consumidor final. Quem promove o planejamento e o controle de
quais usinas devem ou não operar é o Operador Nacional do Sistema Elétrico – ONS de forma
UNIFEI – ISEE Trabalho Final de Graduação
64
a utilizar usinas termelétricas como controle do uso do reservatório das hidrelétricas com vista
no custo de geração e na falta de energia, porém esse custo é repassado ao consumidor final.
Todos os consumidores cativos das distribuidoras são faturados pelo sistema de bandeiras
tarifárias, com exceção daqueles localizados em sistemas isolados.
5.2.2.1 Tarifas das principais concessionárias
Os valores das tarifas homologados pela ANEEL são disponibilizados pela própria
agência na unidade de reais por quilowatt-hora, porém nestes valores não estão incorporados
os impostos (PIS/COFINS e ICMS). Então, a partir dos valores do Ranking Nacional de Tarifas
Residenciais (Grupo B1) pode-se dispor as tarifas das concessionárias definidas na Tabela 5.9,
já incluindo os acréscimos referentes às bandeiras tarifárias, que são: R$0,000 para a Bandeira
Verde; R$0,010 para a Bandeira Amarela; R$0,030 para a Bandeira Vermelha 1º patamar; e,
R$0,050 para a Bandeira Vermelha 2º patamar. A exceção ocorre com o estado de Roraima
que, por não estar conectada ao Sistema Interligado Nacional – SIN, não é faturada pelo sistema
de bandeiras tarifárias.
Tabela 5.9 - Ranking das Tarifas Residenciais das Principais Concessionárias
UF Concessionária
Tarifa homologada pela ANEEL sem ICMS/PIS/COFINS
Tarifa Convencional
[R$/kWh]
Início da vigência
Bandeira Verde
Bandeira Amarela
Bandeira Vermelha
1º patamar
Bandeira Vermelha
2º patamar
CENTRO-OESTE
DF CEB-D 0.525 22-06-18 0.525 0.535 0.555 0.575
GO ENEL-GO 0.486 22-10-17 0.486 0.496 0.516 0.536
MT ENERGISA MT 0.586 08-04-18 0.586 0.596 0.616 0.636
MS ENERGISA MS 0.545 08-04-18 0.545 0.555 0.575 0.595
NORDESTE
AL ED ALAGOAS 0.516 28-09-17 0.516 0.526 0.546 0.566
BA COELBA 0.519 22-04-18 0.519 0.529 0.549 0.569
CE ENEL-CE 0.492 22-04-18 0.492 0.502 0.522 0.542
MA CEMAR 0.561 28-08-17 0.561 0.571 0.591 0.611
PB ENERGISA PB 0.495 28-08-17 0.495 0.505 0.525 0.545
PE CELPE 0.522 29-04-18 0.522 0.532 0.552 0.572
PI ED PIAUI 0.554 28-09-17 0.554 0.564 0.584 0.604
RN COSERN 0.481 22-04-18 0.481 0.491 0.511 0.531
SE ENERGISA SE 0.514 22-04-18 0.514 0.524 0.544 0.564
UNIFEI – ISEE Trabalho Final de Graduação
65
Continuação Tabela 5.9 - Ranking das Tarifas Residenciais das Principais
Concessionárias
UF Concessionária
Tarifa homologada pela ANEEL sem ICMS/PIS/COFINS
Tarifa Convencional
[R$/kWh]
Início da vigência
Bandeira Verde
Bandeira Amarela
Bandeira Vermelha
1º patamar
Bandeira Vermelha
2º patamar
NORTE
AC ED ACRE 0.510 30-11-17 0.510 0.520 0.540 0.560
AP CEA 0.537 30-11-17 0.537 0.547 0.567 0.587
AM ED AMAZONAS 0.604 01-11-17 0.604 0.614 0.634 0.654
PA CELPA 0.599 07-08-17 0.599 0.609 0.629 0.649
RO ED RONDÔNIA 0.494 30-11-17 0.494 0.504 0.524 0.544
RR* ED RORAIMA 0.457 01-11-17 0.457 0.457 0.457 0.457
TO ENERGISA 0.605 04-07-18 0.605 0.615 0.635 0.655
SUDESTE
ES EDP ES 0.485 07-08-17 0.485 0.495 0.515 0.535
MG CEMIG-D 0.587 28-05-18 0.587 0.597 0.617 0.637
RJ LIGHT 0.575 15-03-18 0.575 0.585 0.605 0.625
SP AES Eletropaulo 0.484 04-07-18 0.484 0.494 0.514 0.534
SUL
PR COPEL-DIS 0.508 24-06-18 0.508 0.518 0.538 0.558
RS CEEE-D 0.505 21-12-17 0.505 0.515 0.535 0.555
SC CELESC-D 0.460 22-08-17 0.460 0.470 0.490 0.510
Fonte: Elaboração própria
*RR não está no SIN, portanto não recebe os acréscimos das bandeiras tarifárias.
Para se ter o valor real das tarifas cobradas ao consumidor se faz necessária a
incorporação dos impostos no valor do real por quilowatt-hora, já que desta forma consegue-se
o verdadeiro preço pago na fatura de energia elétrica. Logo, são necessários os valores de ICMS
por estado e do valor de PIS/COFINS. Os valores das alíquotas residenciais de ICMS praticadas
em cada estado brasileiro foram encontrados num mapa disponibilizado pela ABRADEE, esta
alíquota é um valor fixo para determinadas faixas de consumo de energia elétrica. Enquanto
que a alíquota devido aos impostos de PIS/COFINS varia mensalmente de acordo com o volume
de créditos apurados pelas concessionárias e com o PIS e COFINS pagos sobre a energia
adquirida para a revenda ao consumidor (Energisa, 2018).
Neste estudo será considerado um valor de PIS/COFINS fixo incidente sobre as tarifas
sem impostos. E, é necessário ressalvar, que nem todos os valores deste tributo foram
encontrados para as concessionárias definidas, no mês de julho de 2018, de forma que para
estas concessionárias foi adotado um valor referente a média do histórico dos últimos 12 meses
do PIS/COFINS de cinco concessionárias (Energisa, EDP, Eletropaulo, Copel e CEEE),
UNIFEI – ISEE Trabalho Final de Graduação
66
conforme apresentado na Tabela 5.10. A Tabela 5.11 dispõe as alíquotas empregadas em cada
estado e sua concessionária pertinente.
Tabela 5.10 - Estimativa de PIS/COFINS
Estimativa PIS/COFINS PIS/COFINS
Referência Energisa EDP Eletropaulo Copel CEEE
2018 JULHO 6.08% 4.89% 3.55% 5.00% 4.37%
2018 JUNHO 5.05% 3.32% 3.27% 6.50% 3.89%
2018 MAIO 3.47% 3.67% 4.51% 8.33% 2.42%
2018 ABRIL 5.14% 5.39% 5.70% 9.25% 5.54%
2018 MARÇO 3.80% 5.67% - 8.50% 4.41%
2018 FEVEREIRO 6.33% 3.81% 5.98% 7.98% 5.56%
2018 JANEIRO 5.81% 2.96% 5.07% 7.26% 3.46%
2017 DEZEMBRO 4.54% 1.75% 4.95% 6.60% 3.86%
2017 NOVEMBRO 7.45% 1.57% 3.92% 6.00% 3.34%
2017 OUTUBRO 5.83% 2.94% 4.06% 5.45% 2.90%
2017 SETEMBRO 2.57% 3.65% 4.47% 4.95% 2.95%
2017 AGOSTO 5.45% 5.11% 7.09% 4.50% 6.51%
Média 4.89% Fonte: Elaboração própria
Tabela 5.11 - Impostos nas tarifas das concessionárias definidas
UF ICMS PIS/COFINS
(Julho/2018)
CENTRO-OESTE
DF Até 50 kWh:
Isento De 51 a 200 kWh: 12%
De 201 a 300 kWh: 18%
De 301 a 500 kWh: 21%
Acima de 500 kWh: 25%
4,89%
GO Até 50 kWh:
Isento De 51 kWh a 80
kWh: 25% Acima de 80 kWh:
29% 4,89%
MT Até 100
kWh: Isento De 101 kWh a 150 kWh: 10%
De 151 kWh a 250 kWh: 17%
De 251 a 500 kWh: 25%
Acima de 500 kWh: 27%
6,08%
MS Até 50 kWh:
Isento De 51 kWh a
200 kWh: 17% De 201 kWh a 500
kWh: 20% Acima de 500
kWh: 25% 6,08%
NORTE
AC Até 100
kWh: Isento De 101 até 140
kWh: 16% Acima de 141
kWh: 25% 4,89%
AP Todas as
Faixas: 18% 4,89%
AM Até 50 kWh:
Isento De 51 a 200 kWh: 20%
Acima de 200 kWh: 25%
4,89%
PA Até 100
kWh: Isento De 100 a 150
kWh: 15% Acima de 150
kWh: 25% 4,85%
RO Até 220
kWh: 17% Acima de 220
kWh: 20% 4,89%
RR Até 100
kWh: Isento Acima de 100
kWh: 17% 1,26%
TO Todas as
Faixas: 25% 4,89%
UNIFEI – ISEE Trabalho Final de Graduação
67
Continuação Tabela 5.11 - Impostos nas tarifas das concessionárias definidas
UF ICMS PIS/COFINS
(Julho/2018)
NORDESTE
AL Até 30 kWh:
Isento De 31 kWh a
150 kWh: 17% Acima de 150
kWh: 25% 6,49%
BA Todas as
faixas: 27% 5,12%
CE Até 50 kWh:
Isento Acima de 50 kWh: 27%
4,89%
MA Até 50 kWh:
Isento De 51 até 100
kWh: 12% De 101 até 500
kWh: 14% Acima de 500
kWh: 27% 4,89%
PB Até 50 kWh:
Isento De 51 a 100 kWh: 25%
Acima de 100 kWh: 27%
6,08%
PE Até 30 kWh:
Isento Acima de 30 kWh: 25%
4,89%
PI Até 50 kWh:
Isento De 51 a 200 kWh: 20%
Acima de 200 kWh: 25%
5,42%
RN Até 60 kWh:
Isento De 61 a 300 kWh: 18%
Acima de 300 kWh: 27%
4,89%
SE Até 50 kWh:
Isento De 51 a 220 kWh: 25%
Acima de 220 kWh: 27%
6,08%
SUDESTE
ES Até 50 kWh:
Isento Acima de 50 kWh: 25%
4,89%
MG Todas as
Faixas: 30% 6,84%
RJ Até 50
kWh: Isento De 51 kWh até 300 kWh: 18%
De 301 kWh até 450 kWh: 31%
Acima de 450 kWh: 32%
4,89%
SP Até 90 kWh:
Isento De 91 kWh a
200 kWh: 12% Acima de 200
kWh: 25% 3,25%
SUL
PR Até 30 kWh:
Isento Acima de 30 kWh: 29%
5,00%
RS Até 50 kWh:
12% Acima de 50 kWh: 30%
4,37%
SC Até 150
kWh: 12% Acima de 150
kWh: 25% 6,56%
Fonte: Elaboração própria
O valor da tarifa a ser cobrado do consumidor considera o valor da tarifa homologada
pela ANEEL mais os impostos estadual e federal incidentes através da Equação 19 (ANEEL,
2016). Por meio desta equação foram calculados os preços cobrados pelo quilowatt-hora para
o consumo mínimo imposto pelo custo de disponibilidade nas três classes (monofásico, bifásico
e trifásico) e foram consideradas todas as bandeiras tarifárias. Os resultados para tarifas são
apresentados nas Tabelas 5.12 (Bandeira Verde), 5.13 (Bandeira Amarela), 5.14 (Bandeira
Vermelha 1º patamar) e 5.15 (Bandeira Vermelha 2º patamar).
𝑉𝑐𝑜𝑛𝑠 =
𝑉𝐴𝑁𝐸𝐸𝐿
1 − (𝑃𝐼𝑆 + 𝐶𝑂𝐹𝐼𝑁𝑆 + 𝐼𝐶𝑀𝑆)
(19)
UNIFEI – ISEE Trabalho Final de Graduação
68
Onde: 𝑉𝑐𝑜𝑛𝑠 = Valor a ser cobrado do consumidor [R$/kWh];
𝑉𝐴𝑁𝐸𝐸𝐿 = Valor da tarifa homologada pela ANEEL [R$/kWh];
Tabela 5.12 - Tarifa com impostos para Bandeira Verde
UF Concessionária
Tarifa Convencional com Impostos [R$/kWh] Bandeira Verde
Disponibilidade 30 kWh
Disponibilidade 50 kWh
Disponibilidade 100 kWh
CENTRO-OESTE DF CEB-D 0,552 0,552 0,632
GO ENEL-GO 0,511 0,511 0,735
MT ENERGISA MT 0,624 0,624 0,624
MS ENERGISA MS 0,580 0,580 0,709
NORDESTE
AL ED ALAGOAS 0,552 0,674 0,674
BA COELBA 0,765 0,765 0,765
CE ENEL-CE 0,517 0,517 0,722
MA CEMAR 0,590 0,590 0,675
PB ENERGISA PB 0,527 0,527 0,718
PE CELPE 0,549 0,745 0,745
PI ED PIAUI 0,586 0,586 0,743
RN COSERN 0,506 0,506 0,624
SE ENERGISA SE 0,547 0,547 0,746
NORTE
AC ED ACRE 0,536 0,536 0,536
AP CEA 0,696 0,696 0,696
AM ED AMAZONAS 0,635 0,635 0,804
PA CELPA 0,630 0,630 0,630
RO ED RONDÔNIA 0,632 0,632 0,632
RR ED RORAIMA 0,463 0,463 0,463
TO ENERGISA 0,863 0,863 0,863
SUDESTE
ES EDP ES 0,510 0,510 0,692
MG CEMIG-D 0,929 0,929 0,929
RJ LIGHT 0,605 0,605 0,746
SP AES
Eletropaulo 0,500 0,500 0,571
SUL
PR COPEL-DIS 0,535 0,770 0,770
RS CEEE-D 0,604 0,604 0,769
SC CELESC-D 0,565 0,565 0,565
Fonte: Elaboração própria
UNIFEI – ISEE Trabalho Final de Graduação
69
Tabela 5.13 - Tarifas com impostos para Bandeira Amarela
UF Concessionária
Tarifa Convencional com Impostos [R$/kWh] Bandeira Amarela
Disponibilidade 30 kWh
Disponibilidade 50 kWh
Disponibilidade 100 kWh
CENTRO-OESTE DF CEB-D 0,563 0,563 0,644
GO ENEL-GO 0,522 0,522 0,750
MT ENERGISA MT 0,635 0,635 0,635
MS ENERGISA MS 0,591 0,591 0,722
NORDESTE
AL ED ALAGOAS 0,563 0,687 0,687
BA COELBA 0,779 0,779 0,779
CE ENEL-CE 0,528 0,528 0,737
MA CEMAR 0,600 0,600 0,687
PB ENERGISA PB 0,538 0,538 0,733
PE CELPE 0,559 0,759 0,759
PI ED PIAUI 0,596 0,596 0,756
RN COSERN 0,516 0,516 0,637
SE ENERGISA SE 0,558 0,558 0,760
NORTE
AC ED ACRE 0,547 0,547 0,547
AP CEA 0,709 0,709 0,709
AM ED AMAZONAS 0,646 0,646 0,817
PA CELPA 0,640 0,640 0,640
RO ED RONDÔNIA 0,645 0,645 0,645
RR ED RORAIMA 0,463 0,463 0,463
TO ENERGISA 0,877 0,877 0,877
SUDESTE
ES EDP ES 0,520 0,520 0,706
MG CEMIG-D 0,945 0,945 0,945
RJ LIGHT 0,615 0,615 0,759
SP AES
Eletropaulo 0,511 0,511 0,583
SUL
PR COPEL-DIS 0,545 0,785 0,785
RS CEEE-D 0,616 0,616 0,785
SC CELESC-D 0,577 0,577 0,577
Fonte: Elaboração própria
UNIFEI – ISEE Trabalho Final de Graduação
70
Tabela 5.14 - Tarifas com impostos para Bandeira Vermelha 1º patamar
UF Concessionária
Tarifa Convencional com Impostos [R$/kWh] Bandeira Vermelha 1º patamar
Disponibilidade 30 kWh
Disponibilidade 50 kWh
Disponibilidade 100 kWh
CENTRO-OESTE DF CEB-D 0,584 0,584 0,668
GO ENEL-GO 0,543 0,543 0,781
MT ENERGISA MT 0,656 0,656 0,656
MS ENERGISA MS 0,612 0,612 0,748
NORDESTE
AL ED ALAGOAS 0,584 0,714 0,714
BA COELBA 0,809 0,809 0,809
CE ENEL-CE 0,549 0,549 0,766
MA CEMAR 0,621 0,621 0,711
PB ENERGISA PB 0,559 0,559 0,762
PE CELPE 0,580 0,787 0,787
PI ED PIAUI 0,617 0,617 0,783
RN COSERN 0,537 0,537 0,663
SE ENERGISA SE 0,579 0,579 0,789
NORTE
AC ED ACRE 0,568 0,568 0,568
AP CEA 0,735 0,735 0,735
AM ED AMAZONAS 0,667 0,667 0,844
PA CELPA 0,661 0,661 0,661
RO ED RONDÔNIA 0,671 0,671 0,671
RR ED RORAIMA 0,463 0,463 0,463
TO ENERGISA 0,906 0,906 0,906
SUDESTE
ES EDP ES 0,541 0,541 0,735
MG CEMIG-D 0,977 0,977 0,977
RJ LIGHT 0,636 0,636 0,785
SP AES
Eletropaulo 0,531 0,531 0,606
SUL
PR COPEL-DIS 0,566 0,815 0,815
RS CEEE-D 0,640 0,640 0,815
SC CELESC-D 0,602 0,602 0,602
Fonte: Elaboração própria
UNIFEI – ISEE Trabalho Final de Graduação
71
Tabela 5.15 - Tarifas com impostos para Bandeira Vermelha 2º patamar
UF Concessionária
Tarifa Convencional com Impostos [R$/kWh] Bandeira Vermelha 2º patamar
Disponibilidade 30 kWh
Disponibilidade 50 kWh
Disponibilidade 100 kWh
CENTRO-OESTE DF CEB-D 0,605 0,605 0,692
GO ENEL-GO 0,564 0,564 0,811
MT ENERGISA MT 0,677 0,677 0,677
MS ENERGISA MS 0,634 0,634 0,774
NORDESTE
AL ED ALAGOAS 0,605 0,740 0,740
BA COELBA 0,838 0,838 0,838
CE ENEL-CE 0,570 0,570 0,796
MA CEMAR 0,642 0,642 0,735
PB ENERGISA PB 0,580 0,580 0,791
PE CELPE 0,601 0,816 0,816
PI ED PIAUI 0,639 0,639 0,810
RN COSERN 0,558 0,558 0,689
SE ENERGISA SE 0,601 0,601 0,818
NORTE
AC ED ACRE 0,589 0,589 0,589
AP CEA 0,761 0,761 0,761
AM ED AMAZONAS 0,688 0,688 0,871
PA CELPA 0,682 0,682 0,682
RO ED RONDÔNIA 0,696 0,696 0,696
RR ED RORAIMA 0,463 0,463 0,463
TO ENERGISA 0,934 0,934 0,934
SUDESTE
ES EDP ES 0,563 0,563 0,763
MG CEMIG-D 1,009 1,009 1,009
RJ LIGHT 0,657 0,657 0,811
SP AES
Eletropaulo 0,552 0,552 0,630
SUL
PR COPEL-DIS 0,587 0,845 0,845
RS CEEE-D 0,664 0,664 0,846
SC CELESC-D 0,626 0,626 0,626
Fonte: Elaboração própria
Também pela Equação 19 e pelos valores dos impostos aplicáveis ao consumo médio
das unidades consumidoras por UF pode-se calcular o valor do quilowatt-hora pago atualmente
por esses consumidores, como apresentado na Tabela 5.16. Esse valor de tarifa será utilizado
para o cálculo das receitas provenientes com o sistema.
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72
Tabela 5.16 - Tarifa de energia elétrica atual por UF
Região/UF
Consumo Residencial
Médio [kWh/mês]
Tarifa Convencional com Impostos [R$/kWh] paga atualmente pelas unidades consumidoras
Bandeira Verde
Bandeira Amarela
Bandeira Vermelha - Patamar 1
Bandeira Vermelha - Patamar 2
CENTRO-OESTE
DF 207 0,681 0,694 0,720 0,746
GO 151 0,735 0,750 0,781 0,811
MT 206 0,762 0,775 0,801 0,827
MS 174 0,709 0,722 0,748 0,774
NORDESTE
AL 106 0,674 0,687 0,714 0,740
BA 111 0,765 0,779 0,809 0,838
CE 131 0,722 0,737 0,766 0,796
MA 124 0,692 0,704 0,729 0,753
PB 115 0,740 0,755 0,785 0,814
PE 127 0,745 0,759 0,787 0,816
PI 126 0,743 0,756 0,783 0,810
RN 144 0,624 0,637 0,663 0,689
SE 115 0,746 0,760 0,789 0,818
NORTE
AC 185 0,727 0,742 0,770 0,799
AP 292 0,696 0,709 0,735 0,761
AM 218 0,862 0,876 0,904 0,933
PA 149 0,747 0,760 0,785 0,810
RO 218 0,632 0,645 0,671 0,696
RR 315 0,559 0,559 0,559 0,559
TO 166 0,863 0,877 0,906 0,934
SUDESTE
ES 159 0,692 0,706 0,735 0,763
MG 124 0,929 0,945 0,977 1,009
RJ 175 0,746 0,759 0,785 0,811
SP 191 0,571 0,583 0,606 0,630
SUL
PR 157 0,770 0,785 0,815 0,845
RS 182 0,769 0,785 0,815 0,846
SC 202 0,672 0,687 0,716 0,745
Fonte: Elaboração própria
Para a análise proposta acerca da viabilidade de implantação do projeto será analisado
o tempo de retorno do investimento necessário e, portanto, se deve levar em consideração o
aumento na tarifa de energia elétrica. Isto é, o valor da tarifa possui mecanismos para sua
atualização e estes são definidos nos contratos de concessão. Estão previstos três mecanismos
para a atualização e são eles: o reajuste anual (no aniversário do contrato de cada distribuidora);
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73
a revisão tarifária periódica (em média a cada quatro anos); e, a revisão tarifária extraordinária
(se necessária). A correção das tarifas é realizada para que o equilíbrio econômico-financeiro
seja mantido garantindo a qualidade e continuidade no fornecimento da energia elétrica.
5.3 Análise econômica
Os processos de tomada de decisão envolvem a escolha de alternativas quanto a
viabilidade dos projetos apresentados. Desta forma, a análise econômica deve ser feita em
conjunto com a análise técnica para se avaliar o resultado em termos monetários. Isto é, deve
ser realizado um estudo de engenharia econômica a fim de se comparar os projetos
desenvolvidos sob critérios técnicos através dos termos monetários. Para tanto, é necessária a
definição do comportamento futuro das principais variáveis que afetam o fluxo de caixa do
projeto.
5.3.1 Metodologias de análise
Os métodos de análise de investimentos se baseiam nos retornos que os projetos podem
proporcionar ao investidor, que neste trabalho é a unidade consumidora. Portanto, o estudo
utilizará o Payback descontado, o VPL (valor presente líquido), a TIR (taxa interna de retorno)
e a razão direta entre a tarifa com impostos e o custo de geração da energia solar para a
averiguação da viabilidade de geração solar em consumidores residenciais. Os métodos
escolhidos são explicados a seguir.
5.3.1.1 Payback descontado
Este método, também conhecido como Tempo de Retorno de Capital, consiste na
determinação do número de períodos necessários para recuperar o capital investido no projeto,
ou seja, quando a receita irá se igualar com o investimento. No payback descontado considera-
se o valor do dinheiro no tempo através de uma taxa de desconto, a TMA – Taxa Mínima de
Atratividade, pode ser entendida como o custo de oportunidade, na qual o investidor considera
que terá ganhos financeiros –, assim, é possível somar as parcelas em uma mesma métrica.
5.3.1.2 VPL
O método do valor presente líquido ou valor atual é utilizado para medir a viabilidade
econômica de um projeto, através da representação de um valor monetário derivado do fluxo
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74
de caixa previsto. Isto é, corresponde a soma de todos os períodos do fluxo de caixa descontado.
O critério de decisão depende do resultado do VPL. Caso o valor seja positivo, a proposta do
investimento é atrativa, e quanto maior for esse valor, mais atrativo. No entanto, um VPL
negativo significa que o projeto não traz retorno para o investidor (PAMPLONA e
MONTEVECHI, 2012). O cálculo do VPL é apresentado na Equação 20.
𝑉𝑃𝐿 = 𝐹𝐶0 + ∑ 𝐹𝐶𝑡 ∙ (1 + 𝑖)−𝑡
𝑛
𝑡=1
(20)
Onde: 𝑉𝑃𝐿 = Valor presente líquido [R$];
𝐹𝐶0 = Investimento inicial [R$];
𝐹𝐶𝑡 = Fluxo de caixa ao final do período t, incluindo investimentos futuros [R$];
𝑖 = Taxa de desconto ou taxa mínima de atratividade;
𝑛 = Horizonte de análise [número de períodos];
5.3.1.3 TIR
A taxa interna de retorno consiste na taxa de retorno que retorna em um VPL do fluxo
de caixa igual a zero. Ou seja, é a taxa para que o valor presente das receitas se iguale aos
desembolsos. A TIR avalia o percentual de retorno do projeto e deve ser comparada à TMA
para a decisão, caso seja superior o investimento é classificado como atrativo (PUCCINI, 2011).
A Equação 21 exibe o cálculo da TIR.
0 = 𝐹𝐶0 + ∑ 𝐹𝐶𝑡 ∙ (1 + 𝑇𝐼𝑅)−𝑡
𝑛
𝑡=1
(21)
Onde: TIR = Taxa interna de retorno;
5.3.1.4 Razão direta entre a tarifa e o custo de geração
Um indicador de viabilidade da energia fotovoltaica é dado pela razão direta entre as
tarifas de energia com impostos e o custo associado a produção da energia solar, como na
Equação 22.
𝐼𝑛𝑑𝑖𝑐𝑎𝑑𝑜𝑟 𝑑𝑒 𝑣𝑖𝑎𝑏𝑖𝑙𝑖𝑑𝑎𝑑𝑒 =
𝑇𝑎𝑟𝑖𝑓𝑎 𝑑𝑒 𝑒𝑛𝑒𝑟𝑔𝑖𝑎 𝑐𝑜𝑚 𝑖𝑚𝑝𝑜𝑠𝑡𝑜𝑠
𝐶𝑢𝑠𝑡𝑜 𝑑𝑒 𝑝𝑟𝑜𝑑𝑢çã𝑜 𝑠𝑜𝑙𝑎𝑟
(22)
Caso a relação seja superior a 1,0 indica que a energia solar fotovoltaica é competitiva
para as premissas utilizadas. Enquanto que uma relação inferior a 1,0 indica que a energia solar
fotovoltaica ainda não é competitiva (ABINEE, 2012).
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75
Para a estimativa do custo de geração de energia através dos sistemas fotovoltaicos é
utilizada a metodologia de cálculo do custo nivelado de eletricidade (em inglês Levelized Cost
Of Electricity – LCOE). O LCOE retorna um valor em reais por energia produzida (R$/kWh),
sua forma de cálculo (MITIDIERI, 2017) é apresentada na Equação 23 e Equação 24, entanto
além do investimento inicial também são considerados os investimentos futuros da substituição
de equipamentos devido à sua vida útil.
𝐿𝐶𝑂𝐸 =
𝐹𝐶0 + ∑ 𝐹𝐶𝑡 ∙ (1 + 𝑇𝐼𝑅)−𝑡𝑛𝑡=1 + ∑ 𝑂𝑀𝑡 ∙ (1 + 𝑖)−𝑡𝑛
𝑡=1
∑ 𝐸𝐺𝑡 ∙ (1 + 𝑖)−𝑡𝑛𝑡=1
(23)
𝐸𝐺𝑡 = 𝐸𝐺0 ∙ (1 − 𝑑𝑝𝑎𝑖𝑛𝑒𝑙)𝑡 (24)
Onde: 𝐿𝐶𝑂𝐸 = Custo nivelado de eletricidade [R$/kWh];
𝑂𝑀𝑡 = Custo estimado de operação e manutenção no período t [R$];
𝐸𝐺𝑡 = Energia gerada no período t [kWh];
𝐸𝐺0 = Energia gerada incialmente [kWh];
𝑑𝑝𝑎𝑖𝑛𝑒𝑙 = Fator de degradação anual do painel fotovoltaico;
5.3.2 Parâmetros para a análise econômica
Definidos os métodos a serem aplicados para a análise econômica dos projetos, torna-
se necessária a definição dos parâmetros que serão considerados. Então, tratando-se de um
estudo de caráter nacional e da falta de dados quanto a distribuição em porcentagem do número
de unidades consumidoras relativas ao padrão de ligação, é necessário que sejam considerados
os três padrões de ligação, isto é, consumidores mono, bi e trifásicos, sendo possível uma
comparação dos resultados por estado ao final das análises.
Os parâmetros que são necessários definir são: preço dos sistemas; vida útil dos
componentes e fator de degradação do painel fotovoltaico; horizonte de análise; custos com
manutenção e operação; taxa de desconto; e, tarifas aplicadas.
5.3.2.1 Preço dos sistemas
Os valores de investimento necessários para cada sistema projetado tendo como base as
residências modelo de cada estado estão na Tabela 5.7 (Custo de instalação dos SFCR).
UNIFEI – ISEE Trabalho Final de Graduação
76
5.3.2.2 Vida útil dos componentes e fator de degradação do painel
Os componentes principais do SFCR são os painéis fotovoltaicos e o inversor. A vida
útil dos módulos fotovoltaicos costuma ser de 25 anos, com os fabricantes garantindo uma
eficiência de 80% da potência nominal do módulo ao final deste período. Esta queda na
produção é devida à degradação das células fotovoltaicas, podendo considerar um fator de
degradação anual de 0,5% do painel fotovoltaico. Enquanto que os inversores costumam ter
garantias de 5 a 10 anos, podendo sua vida útil se estender (TOLMASQUIN, 2016). Logo, serão
considerados como vida útil 25 anos e 10 anos para os painéis e inversores, respectivamente. E
um fator de degradação de 0,5% a.a.
5.3.2.3 Horizonte de análise
Na análise econômica é admitido um período de 25 anos devido ao tempo de vida útil
considerado para as placas fotovoltaicas.
5.3.2.4 Custos com manutenção e operação
Os gastos referentes à manutenção e operação dos SFCR são muito baixos por se
restringirem apenas à limpeza periódica da superfície dos painéis, que pode ser feita uma vez
ao ano. Desta forma, estes custos serão desconsiderados durante a análise.
5.3.2.5 Taxa de desconto
A taxa de juros usada pela engenharia econômica é a taxa de juros equivalente à
rentabilidade de aplicações correntes e de baixo risco, assim, como se trata de um consumidor
residencial pode-se adotar como taxa o equivalente à rentabilidade da caderneta de poupança,
pois está dentro do perfil deste consumidor. Segundo o Banco Central do Brasil, a remuneração
dos depósitos de poupança é de 0,3715% a.m. já que a meta da taxa Selic no ano é inferior a
8,5%. Logo, pela Equação 25 encontra-se a remuneração anual da poupança, que é de 4,55%.
𝑖𝑎
100= (1 +
𝑖𝑚
100)
12
− 1 (25)
Onde: 𝑖𝑎 = Taxa de juros anual [%];
𝑖𝑚 = Taxa de juros mensal [%];
No entanto, também pode-se considerar como taxa de desconto a taxa utilizada no Plano
Decenal de Expansão de Energia 2026 – PDE2026, da Empresa de Pesquisa Energética, para a
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77
avaliação de alternativas de expansão do sistema de energia elétrica, que é de 8% a.a. A escolha
de taxa de desconto tem um impacto significativo na análise, mas é um valor arbitrário na
metodologia, o que pode representar um ponto de fragilidade (MITIDIERI, 2017). Portanto,
sendo um valor arbitrário, é adotado como taxa de desconto a média entre a remuneração anual
da caderneta de poupança e a taxa de desconto do PDE2026. Logo, o valor adotado é de 6,275%
a.a.
Também poderia optar-se pela utilização do Custo Médio Ponderado de Capital – em
inglês, Weighted Average Cost of Capital (WACC) – calculado pela ANEEL, que é utilizado
para definir a remuneração de investimentos feitos pelas distribuidoras de energia elétrica. De
acordo com a decisão da Agência, o WACC será mantido em 8,09% até dezembro de 2019
(ANEEL, 2018).
5.3.2.6 Tarifas
As tarifas a serem aplicadas na análise são apresentadas na Tabela 5.16 de acordo com
a bandeira tarifária. Para o cálculo da receita do fluxo de caixa é considerado o valor atual de
tarifa de energia elétrica paga pela unidade consumidora, isto é, a receita é proveniente da
economia que é obtida com a instalação do sistema. Na definição das tarifas aplicadas também
é necessário apresentar seu reajuste e seus acréscimos vindo das bandeiras tarifárias.
Tabela 5.17 - Histórico de tarifas médias anuais
Residencial Tarifa média (R$/MWh) sem impostos
Brasil Centro Oeste Nordeste Norte Sudeste Sul
2007 R$ 291.91 R$ 302.38 R$ 283.87 R$ 289.44 R$ 309.42 R$ 274.42
2008 R$ 281.32 R$ 281.51 R$ 279.17 R$ 287.90 R$ 285.11 R$ 272.92
2009 R$ 290.71 R$ 286.38 R$ 283.82 R$ 303.96 R$ 300.75 R$ 278.64
2010 R$ 295.79 R$ 294.07 R$ 287.61 R$ 295.21 R$ 308.61 R$ 293.47
2011 R$ 315.54 R$ 319.63 R$ 306.16 R$ 320.80 R$ 318.73 R$ 312.40
2012 R$ 335.61 R$ 339.71 R$ 329.33 R$ 350.57 R$ 335.17 R$ 323.28
2013 R$ 286.93 R$ 298.82 R$ 275.19 R$ 300.67 R$ 289.83 R$ 270.12
2014 R$ 308.27 R$ 310.27 R$ 289.51 R$ 333.17 R$ 308.95 R$ 299.46
2015 R$ 423.03 R$ 444.28 R$ 367.31 R$ 405.24 R$ 444.30 R$ 454.01
2016 R$ 450.33 R$ 467.12 R$ 399.08 R$ 452.94 R$ 473.72 R$ 458.77
2017 R$ 459.96 R$ 468.80 R$ 426.21 R$ 505.35 R$ 460.76 R$ 438.67
2018 R$ 507.47 R$ 517.83 R$ 497.97 R$ 541.67 R$ 506.15 R$ 473.72
Fonte: Elaboração própria
O valor da tarifa possui três mecanismos para a sua atualização, sendo eles: anual,
periódico e extraordinário, porém os aumentos variam de acordo com custos e investimentos
repassados pelo órgão regulador, e com os contratos de concessão. Assim, para este trabalho
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78
será utilizada apenas um reajuste anual nas tarifas de energia baseado no histórico dos valores
médios anuais das tarifas dos últimos dez anos, de acordo com as Tabelas 5.17 e 5.18. E para a
ilustração da variação é apresentada a Figura 5.8.
Tabela 5.18 - Histórico de variações na tarifa média anual
Residencial Variação em relação ao ano anterior
Brasil Centro Oeste Nordeste Norte Sudeste Sul
2008 -3.63% -6.90% -1.66% -0.53% -7.86% -0.55%
2009 3.34% 1.73% 1.67% 5.58% 5.48% 2.10%
2010 1.75% 2.68% 1.34% -2.88% 2.61% 5.32%
2011 6.68% 8.69% 6.45% 8.67% 3.28% 6.45%
2012 6.36% 6.28% 7.57% 9.28% 5.16% 3.48%
2013 -14.51% -12.04% -16.44% -14.23% -13.53% -16.44%
2014 7.44% 3.83% 5.20% 10.81% 6.60% 10.86%
2015 37.23% 43.19% 26.87% 21.63% 43.81% 51.61%
2016 6.45% 5.14% 8.65% 11.77% 6.62% 1.05%
2017 2.14% 0.36% 6.80% 11.57% -2.74% -4.38%
2018 10.33% 10.46% 16.84% 7.19% 9.85% 7.99%
Fonte: Elaboração própria
Figura 5.8 - Variações na tarifa média anual por macrorregião
Fonte: Elaboração própria
Baseado nas variações dos valores médios anuais das tarifas de energia por
macrorregião é calculado seu desvio padrão a fim de se obter a variabilidade nas variações das
tarifas. Os resultados são expostos na Tabela 5.19, logo como reajuste anual das tarifas dos
estados serão utilizados os valores dos desvios padrão de cada macrorregião.
Tabela 5.19 - Reajuste anual das tarifas de energia elétrica
Reajuste anual médio das tarifas de energia
Brasil Centro Oeste Nordeste Norte Sudeste Sul
7.24% 8.28% 7.03% 6.75% 8.26% 9.52%
-18%
-8%
2%
12%
22%
32%
42%
52%
2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018
Var
iaçã
o
Ano
Brasil Centro Oeste Nordeste Norte Sudeste Sul
UNIFEI – ISEE Trabalho Final de Graduação
79
Fonte: Elaboração própria
Para a definição do cenário das bandeiras tarifárias é considerado o seu histórico de
incidência a partir de 2016, quando foram definidos os dois patamares da bandeira vermelha.
Na Figura 5.9 são dispostos os dados do histórico de forma gráfica e dela é possível ver a
variação das bandeiras. Após a sua análise é adotado um cenário anual com: 4 bandeiras verde,
2 bandeiras amarela, 2 bandeiras vermelha – patamar 1 e 4 bandeiras vermelha – patamar 2.
Figura 5.9 - Histórico de bandeiras tarifárias
Fonte: Elaboração própria
5.3.3 Aplicação dos métodos de análise
Nesta etapa são aplicados os métodos de análise propostos para cada UF de acordo com
o que foi definido para cada variável.
5.3.3.1 Payback descontado
Do cálculo do payback descontado é possível extrair a informação referente ao tempo
de retorno do capital investido. Os fluxos de caixa descontado acumulado do sistema proposto
para cada estado estão dispostos no Apêndice. Já o tempo de retorno esperado é apresentado na
Tabela 5.20, nos sistemas em que o tempo de retorno supera o horizonte de análise este valor
está omitido.
0
2
4
6
8
Bandeira Vermelha -Patamar 2
Bandeira Vermelha -Patamar 1
Bandeira Amarela
Bandeira Verde
2016
2017
2018 - até Setembro
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80
Tabela 5.20 - Tempo de retorno dos sistemas por UF
UF Tempo de retorno
Monofásica Bifásica Trifásica
CENTRO-OESTE
DF 6 anos 4 anos e 11 meses 7 anos
GO 5 anos e 9 meses 5 anos e 8 meses 6 anos e 11 meses
MT 6 anos e 2 meses 6 anos e 1 meses 6 anos e 4 meses
MS 5 anos e 1 meses 5 anos e 11 meses 7 anos e 11 meses
NORDESTE
AL 8 anos e 4 meses 13 anos e 5 meses -
BA 6 anos e 11 meses 10 anos e 11 meses -
CE 5 anos e 11 meses 7 anos e 4 meses 14 anos e 4 meses
MA 8 anos e 1 meses 10 anos e 1 meses 21 anos e 1 meses
PB 6 anos e 10 meses 10 anos e 9 meses -
PE 7 anos e 3 meses 7 anos e 5 meses 15 anos e 7 meses
PI 6 anos e 1 meses 7 anos e 8 meses 16 anos e 7 meses
RN 7 anos e 5 meses 7 anos e 4 meses 11 anos e 10 meses
SE 6 anos e 9 meses 10 anos e 8 meses -
NORTE
AC 6 anos e 8 meses 7 anos e 7 meses 7 anos
AP 10 anos e 6 meses 5 anos e 8 meses 6 anos e 4 meses
AM 5 anos e 4 meses 5 anos e 11 meses 7 anos e 5 meses
PA 6 anos 7 anos e 3 meses 14 anos e 1 meses
RO 7 anos e 1 meses 7 anos e 11 meses 7 anos e 1 meses
RR 12 anos e 4 meses 13 anos e 3 meses 8 anos e 2 meses
TO 4 anos e 7 meses 5 anos e 5 meses 7 anos e 8 meses
SUDESTE
ES 5 anos e 9 meses 6 anos e 9 meses 11 anos e 8 meses
MG 5 anos e 11 meses 6 anos e 2 meses 13 anos e 7 meses
RJ 6 anos e 8 meses 5 anos e 7 meses 7 anos e 5 meses
SP 8 anos e 8 meses 10 anos e 3 meses 10 anos e 11 meses
SUL
PR 7 anos e 1 meses 6 anos e 1 meses 10 anos e 8 meses
RS 6 anos 6 anos e 10 meses 7 anos e 8 meses
SC 6 anos e 9 meses 7 anos e 7 meses 7 anos e 2 meses
Fonte: Elaboração própria
5.3.3.2 VPL
O valor presente dos projetos no horizonte considerado, ou seja, o valor atual do
acumulado entre as despesas e receitas, é mostrado na Tabela 5.21. Dela observa-se que nem
todos os projetos apresentam viabilidade quando considerado sua vida útil, neles o valor do
VPL aparece destacado em vermelho.
UNIFEI – ISEE Trabalho Final de Graduação
81
Tabela 5.21 - Valor presente líquido por UF
UF VPL
Monofásica Bifásica Trifásica
CENTRO-OESTE DF R$ 293.477,92 R$ 311.343.64 R$ 149.228,43
GO R$ 227.860,18 R$ 189.763.96 R$ 74.487,09
MT R$ 325.083,65 R$ 285.005.69 R$ 187.122,59
MS R$ 287.569,11 R$ 220.191.80 R$ 83.908,53
NORDESTE
AL R$ 57.135,04 -R$ 1.097,70 -R$ 86.315,90
BA R$ 103.875,05 R$ 37.873,72 -R$ 66.765,92
CE R$ 151.014,32 R$ 88.510,65 -R$ 7.384,87
MA R$ 82.720,45 R$ 55.367,09 -R$ 33.052,64
PB R$ 108.499,26 R$ 44.513,78 -R$ 55.086,24
PE R$ 116.959,27 R$ 84.863,78 -R$ 15.411,29
PI R$ 142.345,01 R$ 78.396,21 -R$ 21.112,15
RN R$ 110.817,61 R$ 88.947,59 R$ 14.236,19
SE R$ 110.933,94 R$ 46.527,89 -R$ 54.123,59
NORTE
AC R$ 197.929,42 R$ 136.434,61 R$ 97.569,38
AP R$ 171.556,08 R$ 367.199,60 R$ 252.502,31
AM R$ 367.681,32 R$ 295.348,05 R$ 146.674,86
PA R$ 177.096,17 R$ 114.328,03 -R$ 10.432,32
RO R$ 193.354,47 R$ 139.813,83 R$ 120.834,03
RR R$ 46.041,10 R$ 844,64 R$ 142.239,91
TO R$ 295.506,03 R$ 223.057,45 R$ 74.096,01
SUDESTE
ES R$ 230.043,28 R$ 164.071,56 R$ 31.302,28
MG R$ 216.087,72 R$ 160.322,37 R$ 872,66
RJ R$ 233.232,45 R$ 245.341,50 R$ 100.994,62
SP R$ 128.209,02 R$ 105.900,85 R$ 52.442,21
SUL
PR R$ 237.483,64 R$ 238.955,11 R$ 68.014,28
RS R$ 339.104,99 R$ 257.873,13 R$ 137.505,29
SC R$ 300.741,39 R$ 229.474,90 R$ 166.180,50
Fonte: Elaboração própria
5.3.3.3 TIR
A tarifa interna de retorno dos projetos é apresentada na Tabela 5.22, em que os valores
destacados em vermelho são inferiores à taxa de desconto adotada (6,28% a.a.) para o estudo,
expondo que o investimento não é economicamente atrativo já que seu retorno é superado pelo
retorno de um investimento com taxa igual a TMA. E os valores omitidos são dos projetos que
não apresentam retorno dentro do horizonte de análise.
UNIFEI – ISEE Trabalho Final de Graduação
82
Tabela 5.22 - Tarifa interna de retorno por UF
UF TIR
UF TIR
Monofásica Bifásica Trifásica Monofásica Bifásica Trifásica NORTE
CENTRO-OESTE AC 18.89% 16.21% 17,68%
DF 21,87% 26,72% 18,82% 13,61% 22,53% 19,90% 19,90%
GO 22,82% 23,12% 18,81% 23,84% 21,41% 16,67% 15,37%
MT 21,63% 21,57% 20,80% 20,98% 17,31% 7,73% 4,45%
MS 25,64% 22,45% 16,24% 17,72% 15,60% 17,71% 17,71%
NORDESTE 10,32% 8,97% 15,07% 11,71%
AL 14,41% 8,84% - 27,19% 23,47% 15,86% 15,86%
BA 18,06% 12,73% - SUDESTE
CE 21,35% 16,91% 7,56% 22,95% 19,62% 12,04% 12,04%
MA 15,23% 14,26% 1,25% 22,26% 21,35% 9,18% 0,65%
PB 18,40% 13,33% -10,23% 19,70% 23,68% 17,46% 17,46%
PE 17,38% 16,63% 5,89% 14,83% 14,51% 13,02% 13,02%
PI 20,77% 16,13% 4,56% SUL
RN 17,01% 16,94% 11,35% 19,36% 22,67% 14,82% 14,82%
SE 18,57% 13,50% -9,34% 22,74% 20,07% 17,79% 17,79% 20,32% 18,11% 19,25% 16,23%
Fonte: Elaboração própria
5.3.3.4 Razão direta entre a tarifa e o custo de geração
Para o cálculo da razão entre a tarifa de energia com impostos e o custo da geração de
energia solar foi, inicialmente, calculado o valor em reais por quilowatt-hora da energia gerada
pelos sistemas projetados para cada UF, ou seja, o custo nivelado de eletricidade – LCOE. Os
valores obtidos são apresentados na Tabela 5.23, em vermelho estão destacados os valores que
superaram a tarifa de energia elétrica com impostos (bandeira verde) cobrada no estado.
Com os valores de tarifa obtidos através do LCOE e com os valores das tarifas cobradas
atualmente na bandeira verde (Tabela 5.16) pode-se calcular a razão direta entre a tarifa de
energia elétrica com impostos e o custo de geração de energia elétrica pela energia solar, que é
utilizada como um indicador de viabilidade do projeto. Os valores obtidos estão dispostos na
Tabela 5.24, em que os valores destacados em verde se referem aos estados e tipo de ligação
que o custo do kWh de energia solar é competitivo, e os valores destacados em vermelho se
referem aos estados e tipo de ligação que o custo de energia solar ainda não é competitivo.
UNIFEI – ISEE Trabalho Final de Graduação
83
Tabela 5.23 - Custo nivelado de eletricidade por UF
UF
LCOE - Custo Energia Solar [R$/kWh]
UF
LCOE - Custo Energia Solar [R$/kWh]
Monofásica Bifásica Trifásica Monofásica Bifásica Trifásica NORTE
CENTRO-OESTE AC 0,469 0,539 0,510
DF 0,451 0,325 0,477 AP 0,606 0,362 0,418
GO 0,461 0,431 0,550 AM 0,427 0,478 0,618
MT 0,476 0,466 0,479 PA 0,427 0,514 0,887
MS 0,354 0,411 0,590 RO 0,426 0,476 0,429
NORDESTE RR 0,557 0,599 0,408
AL 0,571 0,776 4,690 TO 0,375 0,439 0,660
BA 0,535 0,709 2,497 SUDESTE
CE 0,431 0,537 0,906 ES 0,393 0,466 0,733
MA 0,542 0,589 1,176 MG 0,542 0,588 1,173
PB 0,510 0,697 1,838 RJ 0,501 0,407 0,578
PE 0,522 0,560 1,016 SP 0,497 0,515 0,557
PI 0,453 0,572 1,081 SUL
RN 0,447 0,463 0,639 PR 0,572 0,475 0,760
SE 0,508 0,664 1,814 RS 0,478 0,550 0,619 SC 0,467 0,529 0,500
Fonte: Elaboração própria
Tabela 5.24 - Indicador do custo de geração
UF Razão Tarifa/Custo
UF Razão Tarifa/Custo
Monofásica Bifásica Trifásica Monofásica Bifásica Trifásica NORTE
CENTRO-OESTE AC 1,55 1,55 1,35
DF 1,51 2,10 1,43 AP 1,15 1,92 1,67
GO 1,60 1,71 1,34 AM 2,02 1,80 1,39
MT 1,60 1,63 1,59 PA 1,75 1,45 0,84
MS 2,00 1,72 1,20 RO 1,49 1,33 1,47
NORDESTE RR 1,00 0,93 1,37
AL 1,18 0,87 0,14 TO 2,30 1,96 1,31
BA 1,43 1,08 0,31 SUDESTE
CE 1,68 1,34 0,80 ES 1,76 1,49 0,94
MA 1,28 1,17 0,59 MG 1,71 1,58 0,79
PB 1,45 1,06 0,40 RJ 1,49 1,83 1,29
PE 1,43 1,33 0,73 SP 1,15 1,11 1,03
PI 1,64 1,30 0,69 SUL
RN 1,39 1,35 0,98 PR 1,35 1,62 1,01
SE 1,47 1,12 0,41 RS 1,61 1,40 1,24 SC 1,44 1,27 1,34
Fonte: Elaboração própria
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84
5.3.4 Análise dos resultados
Dos resultados obtidos das análises econômicas propostas para o projeto observa-se que
nem todos os sistemas projetados atendem aos requisitos que confirmem sua viabilidade
econômica. Da análise do tempo que o projeto necessita para resgatar todo o seu investimento
através do payback descontado, que considera a desvalorização do dinheiro ao longo do tempo
com a taxa de desconto, é possível notar que os projetos para as unidades consumidoras – UC
– com padrão de ligação trifásico são, no geral, os que possuem os maiores tempos de retorno
ou, como é o caso da região nordeste, este valor supera o horizonte de análise, isto é, a vida útil
do sistema. Este fato se deve, principalmente, ao consumo considerado para a UC, pois se
mantém como consumo o consumo médio dos estados e é descontado o mínimo da
disponibilidade, restando uma quantidade baixa de kWh para serem gerados, de forma que o
valor em R$/Wp seja alto.
Também do tempo de retorno percebe-se que os sistemas de maior potência pico são os
que apresentam os menores payback, isto é, os sistemas para o padrão de ligação monofásico e
com maior quantidade de energia elétrica gerada. Este fato se explica quando analisado o LCOE
e o valor em R$/Wp do sistema, pois as receitas para a análise do sistema são provenientes da
economia devido a diferença entre o valor da tarifa de energia elétrica atualmente pago pelo
consumidor e a tarifa do custo de geração de energia pelo sistema fotovoltaico. Além disso, o
preço do Wp do sistema decresce com o aumento da potência instalada, por causa da relação
entre o valor dos componentes do sistema e sua potência. A Tabela 5-25 apresenta o valor médio
em R$/Wp dos sistemas dimensionados para o estudo.
Tabela 5.25 - R$/Wp dos sistemas por tipo de ligação Valor médio R$/Wp do
sistema
Monofásico Bifásico Trifásico
7,38 7,57 8,70
Fonte: Elaboração própria
Essas análises foram feitas observando todos os sistemas, sem discriminar por tipo de
ligação. Quando se analisa pelo tipo de ligação vê-se que os sistemas com menor e maior
payback nos consumidores: monofásicos são os estados TO e RR, respectivamente; bifásicos
são os estados DF e AL, respectivamente; e, trifásicos são os MT/AP e AL/BA/PB/SE (superam
a vida útil), respectivamente.
Dos resultados de VPL e TIR é possível ver quais dos sistemas dimensionados são
economicamente atrativos para o investidor, que no trabalho é a unidade consumidora. Sabe-se
que quanto maior o VPL mais atrativo é o investimento e, se negativo, não traz retorno
UNIFEI – ISEE Trabalho Final de Graduação
85
financeiro. Nesse sentido, analisando a Tabela 5.21 (Valor presente líquido por UF) observamos
que os sistemas dos estados que possuem um payback muito elevado não são atrativos, ou seja,
possuem um VPL negativo. E os maiores VPL encontrados estão na região norte, nos estados
de AM, AP e AP para as conexões monofásica, bifásica e trifásica, respectivamente.
A taxa interna de retorno apresenta um projeto viável quando é superior à taxa de
desconto ou TMA, já que significa que o projeto trará um retorno financeiro superior ao obtido
caso fosse feito um investimento com uma taxa definida como a TMA. Portanto, os sistemas
que se apresentaram inviáveis quando baseados na TIR são os sistemas para uma UC trifásica
localizada na região nordeste, com exceção dos estados do CE e RN.
Uma análise dos valores do LCOE obtidos (Tabela 5.23 – Custo nivelado de eletricidade
por UF) permite observar uma grande variação no valor das tarifas de energia elétrica pelo
Brasil, como por exemplo, para UC monofásicas o valor encontrado em MS é de 0,354 R$/kWh
enquanto que no AP alcança 0,606 R$/kWh. A comparação dos custos nivelados estimados
com a tarifa de energia atualmente cobrada das UC analisadas mostra que apenas em 17% dos
casos analisados o indicador de viabilidade indica um custo da energia solar ainda não
competitivo.
É interessante a verificação do valor da fatura recebida pelo consumidor após a
instalação do sistema fotovoltaico, já que a sensação de economia para o cliente se dá na
percepção de que a fatura paga sofreu uma grande redução. Neste sentido, a partir do consumo
médio mensal (Tabela 5.1) e das tarifas atual e posterior à instalação do SFCR (Tabelas 5.16 e
5.12) se consegue expor a variação entre as contas de energia elétrica. Essa análise é realizada
para a bandeira verde e apresentada na Tabela 5.26.
Comparando-se os resultados dos quatro métodos de análise econômica propostos
percebe-se uma coerência entre eles, de modo que a TIR e o VPL complementam o indicador
de viabilidade permitindo descartar alguns dos sistemas que são inviáveis economicamente.
Nos casos das UC com ligação bifásica e trifásica, estes índices também mostram que existem
alguns estados com o indicador muito próximo da viabilidade, mesmo que ainda com um valor
inferior a 1, porém com a TIR e o VPL positivos. Esse fato mostra que num futuro próximo
existe a possibilidade de atingir um potencial econômico positivo, ou seja, um custo da energia
solar inferior a tarifa paga atualmente. A Figura 5.10 apresenta de forma gráfica os estados que
possuem maior competitividade, discriminados pelo tipo de ligação à rede de distribuição, para
a geração fotovoltaica através do indicador de viabilidade calculado.
UNIFEI – ISEE Trabalho Final de Graduação
86
Tabela 5.26 - Comparativo entre faturas Atual X Pós SFCR
Região/UF
Fatura - Bandeira Verde
Atual Monofásico Bifásico Trifásico
Pós-SFCR Variação Pós-SFCR Variação Pós-SFCR Variação
CENTRO-OESTE
DF R$ 140,61 R$ 16,56 -88% R$ 27,60 -80% R$ 63,17 -55%
GO R$ 110,79 R$ 15,33 -86% R$ 25,55 -77% R$ 73,51 -34%
MT R$ 157,02 R$ 18,72 -88% R$ 31,20 -80% R$ 62,39 -60%
MS R$ 122,99 R$ 17,41 -86% R$ 29,01 -76% R$ 70,85 -42%
NORDESTE
AL R$ 71,45 R$ 16,55 -77% R$ 33,72 -53% R$ 67,44 -6%
BA R$ 85,00 R$ 22,94 -73% R$ 38,23 -55% R$ 76,46 -10%
CE R$ 94,48 R$ 15,52 -84% R$ 25,86 -73% R$ 72,24 -24%
MA R$ 85,57 R$ 17,70 -79% R$ 29,49 -66% R$ 67,50 -21%
PB R$ 85,19 R$ 15,81 -81% R$ 26,35 -69% R$ 71,82 -16%
PE R$ 94,90 R$ 16,47 -83% R$ 37,23 -61% R$ 74,45 -22%
PI R$ 93,45 R$ 17,57 -81% R$ 29,29 -69% R$ 74,28 -21%
RN R$ 89,59 R$ 15,17 -83% R$ 25,29 -72% R$ 62,38 -30%
SE R$ 86,04 R$ 16,42 -81% R$ 27,36 -68% R$ 74,58 -13%
NORTE
AC R$ 134,62 R$ 16,09 -88% R$ 26,81 -80% R$ 53,62 -60%
AP R$ 203,25 R$ 20,89 -90% R$ 34,82 -83% R$ 69,64 -66%
AM R$ 187,52 R$ 19,05 -90% R$ 31,75 -83% R$ 80,42 -57%
PA R$ 111,30 R$ 18,89 -83% R$ 31,48 -72% R$ 62,95 -43%
RO R$ 138,13 R$ 18,97 -86% R$ 31,62 -77% R$ 63,24 -54%
RR R$ 176,01 R$ 13,89 -92% R$ 23,14 -87% R$ 46,28 -74%
TO R$ 143,01 R$ 25,89 -82% R$ 43,15 -70% R$ 86,29 -40%
SUDESTE
ES R$ 110,13 R$ 15,30 -86% R$ 25,50 -77% R$ 69,18 -37%
MG R$ 115,03 R$ 27,88 -76% R$ 46,47 -60% R$ 92,94 -19%
RJ R$ 130,54 R$ 18,14 -86% R$ 30,23 -77% R$ 74,57 -43%
SP R$ 109,24 R$ 15,01 -86% R$ 25,01 -77% R$ 57,11 -48%
SUL
PR R$ 120,93 R$ 16,04 -87% R$ 38,48 -68% R$ 76,97 -36%
RS R$ 140,15 R$ 18,11 -87% R$ 30,19 -78% R$ 76,94 -45%
SC R$ 135,56 R$ 16,94 -87% R$ 28,24 -79% R$ 56,48 -58%
Fonte: Elaboração própria
UNIFEI – ISEE Trabalho Final de Graduação
87
Fonte: Elaboração própria
Mapa padrão de ligação monofásico Mapa padrão de ligação bifásico
Mapa padrão de ligação trifásico
Indicador de viabilidade
0,14 – 0,39
0,40 – 0,58
0,59 – 0,79
0,80 – 0,93
0,94 – 1,05
1,06 – 1,19
1,20 – 1,45
1,46 – 1,65
1,66 – 1,85
1,86 – 1,99
2,00 – 2,30
Figura 5.10 - Índice de competitividade
UNIFEI – ISEE Trabalho Final de Graduação
88
6 Conclusão
Neste capítulo são apresentadas as considerações finais sobre o estudo realizado,
expondo os resultados obtidos. Também são apresentadas propostas para trabalhos futuros.
6.1 Conclusões gerais
O trabalho apresentou conceitos quanto a energia solar fotovoltaica e sua conversão em
energia elétrica e abordou sobre os componentes do SFCR e sua conexão à rede de distribuição.
Também expôs metodologias para o levantamento do potencial solar de uma região, para o
dimensionamento básico de um sistema fotovoltaico on-grid e para sua análise econômica,
através de metodologias da engenharia econômica.
Do levantamento do potencial de geração fotovoltaica disponível nos telhados
residenciais observou-se o grande potencial para a sua exploração, o que foi reforçado quando
seu potencial foi comparado com a demanda de energia elétrica do setor residencial. Desse
estudo da capacidade de suprir o consumo residencial concluiu-se que todos os estados possuem
as condições inicias de irradiação e área de telhado disponível para suprir seu consumo
totalmente e ainda gerar excedentes de energia elétrica para o sistema elétrico. Desse fato, pode-
se inferir que o projeto de sistemas voltados para a compensação máxima da fatura de energia
sem a geração de excedentes, é uma alternativa plausível e muito boa para a unidade
consumidora. No entanto, esta estratégia não é a ideal para o aproveitamento ótimo desta fonte
de energia, que poderia contribuir para o suprimento de energia elétrica de outros setores
também, fato que não ocorre devido a legislação atual que não permite a comercialização do
excedente de energia elétrica gerada pelos sistemas fotovoltaicos.
A conclusão acerca da capacidade das UF em suprir seu consumo residencial
possibilitou o início da etapa seguinte do trabalho proposto, que foi o dimensionamento dos
SFCR de cada UF e a estimativa do seu custo de instalação, para a posterior análise econômica.
Dos sistemas propostos no estudo verificou-se que quanto maior o porte do sistema projetado,
maior é a sua viabilidade, possuindo um retorno maior e num tempo mais curto, isto é, possuem
uma viabilidade econômica significativa. Assim, em sistemas com um consumo baixo, como
nos casos dos consumidores com o padrão trifásico – já que no estudo foi considerado o mesmo
consumo médio de energia elétrica para todos os padrões de conexão com a rede, ou seja, quanto
maior a disponibilidade, menor será a potência pico do sistema dimensionado –, o sistema de
UNIFEI – ISEE Trabalho Final de Graduação
89
compensação de créditos de energia elétrica ainda não possui tanta atratividade para o
consumidor.
O preço dos sistemas fotovoltaicos está em queda recorrente nos últimos anos, o que
leva a geração solar a se destacar e a assumir um papel mais relevante na geração de energia
elétrica no futuro. Porém, mesmo assim, o principal obstáculo para o incremento do uso dos
SFCR nas residências continua sendo o alto investimento inicial. Nesse sentido, percebe-se que
a instalação dos sistemas possui maior dependência dos aspectos financeiros e do modelo de
negócio adotado do que da irradiação solar incidente para se concretizarem. No trabalho não
foram analisadas formas de financiamento da energia solar, no entanto existem linhas de
financiamento de alguns bancos voltadas para a instalação destes sistemas no país.
Portanto, existem evidências de que a fonte solar fotovoltaica já é competitiva em todos
os estados hoje e possui condições de se tornar uma boa opção no setor residencial para a
geração alternativa de energia elétrica. E isso é devido ao ponto de vista econômico e
energético, além da sua característica sustentável.
6.2 Propostas para trabalhos futuros
Existem alguns fatores de fragilidade que devem ser considerados no estudo, tanto na
adoção de premissas como em algumas variáveis, e estes pontos podem ter efeitos nos
resultados do trabalho. O primeiro destes pontos está na consideração dos valores mínimos de
cada estado para o dimensionamento dos SFCR, pois ao adotar o valor mínimo temos certeza
de que o sistema será adequado para o consumo da UC, no entanto ao não considerar a curva
das médias mensais dos estados o sistema projetado irá gerar excedentes de energia, ou seja,
será um sistema mais caro.
Outro ponto de fragilidade é o dimensionamento básico do sistema fotovoltaico, sem
refinar o projeto, o que poderia torná-lo mais barato, já que os componentes estariam sendo
aproveitados de forma precisa. Contudo, por se tratar de um estudo com carácter nacional, sem
um local definido para a instalação dos SFCR é impossível a obtenção das características
específicas do local. Também foi considerado uma única média mensal de consumo de energia
elétrica para todas as UC por estado, independentemente do padrão de ligação dela com a rede
de distribuição. Esse fato foi necessário devido a falta de informações acerca da distribuição
dos consumidores pelo tipo de ligação e seu consumo médio pelas concessionárias adotadas
como as principais de cada estado.
UNIFEI – ISEE Trabalho Final de Graduação
90
É necessário citar também alguns aspectos na questão econômica, como: a taxa de
desconto utilizada, mesmo sendo um valor arbitrário ela possui impacto razoável na análise,
podendo aumentar ou diminuir o tempo de retorno do projeto dependendo de ser valor;
financiamentos, neste estudo não foram consideradas formas de financiamento e linhas de
crédito que eventualmente são oferecidas por alguns bancos aos consumidores, a sua inclusão
alteraria o modelo de negócio estudado. Além disso, com a tarifa branca os consumidores terão
variações no custo da energia elétrica durante o dia, podendo diminuir a competitividade da
fonte fotovoltaica para os consumidores que optarem por esse modelo de cobrança, pois a maior
parte da geração solar ocorre em horário fora de ponta.
É sabido que o Brasil possui um grande potencial de geração fotovoltaico como
apresentado neste trabalho, o que desperta o interesse na sua exploração. Portanto, para estudos
futuros podem ser buscadas metodologias para a minimização e possível solução dos pontos de
fragilidade encontrados nesse trabalho, isto é, devem ser considerados para a análise médias de
consumo diferentes para cada padrão de ligação das unidades consumidoras residenciais.
Também podem ser considerados financiamentos disponíveis na realização da análise
econômica dos sistemas.
Torna-se interessante a realização de um novo estudo considerando os consumidores
que optem pelo uso da cobrança através da tarifa branca, que leva em consideração os horários
de ponta e fora de ponta, cuja novas ligações já tem a possibilidade de aderir a este novo modelo
e até 2020 todos os consumidores poderão decidir por qual sistema de cobrança aderir. Além
disso, sabe-se que o desempenho dos componentes do SFCR varia com o aumento da
temperatura, de modo que um estudo considerando a influência da temperatura na geração e,
consequentemente, na viabilidade durante o tempo de vida útil do sistema é interessante.
UNIFEI – ISEE Trabalho Final de Graduação
91
Referências
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UNIFEI – ISEE Trabalho Final de Graduação
94
Apêndice
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UNIFEI – ISEE Trabalho Final de Graduação
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UNIFEI – ISEE Trabalho Final de Graduação
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UNIFEI – ISEE Trabalho Final de Graduação
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Payback Descontado: Tipo de ligação TRIFÁSICA - disponibilidade 100kWh
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